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Despegue para el gas local y nuevos desaf铆os para el petr贸leo

30/11/2017 | ARGENTINA | Notas Destacadas | 1424 lecturas | 103 Votos



Texto escrito por Daniel Gustavo Montamat, exsecretario de Energ铆a y extitular de YPF S.E.




En 2017, la demanda de gas se ha estancado (por cuestiones clim谩ticas e incidencia de la recomposici贸n tarifaria), pero tambi茅n se ha estancado su oferta (vencen este a帽o planes plus para la producci贸n convencional y est谩n pendientes inversiones comprometidas en gas no convencional). La producci贸n ya hab铆a crecido un 4 por ciento en 2015 y 4,9 por ciento en 2016. Si se despejan algunas incertidumbres asociadas a los precios del gas convencional, la producci贸n nacional de gas en 2018 va a volver a crecer y, en poco tiempo, de las restricciones de oferta pasaremos a la b煤squeda de oportunidades para hacer crecer la demanda local y externa. Hay posibilidades de agregar valor petroqu铆mico al gas, de analizar proyectos de almacenaje subterr谩neo, de profundizar la sustituci贸n en el transporte, y est谩n las oportunidades del mercado regional con el que ya tenemos interconexiones existentes.

La recuperaci贸n productiva nacional del gas se explica principalmente por el comportamiento de la Cuenca Austral y de la Cuenca Neuquina.

El mayor aporte productivo del sur est谩 relacionado con el desarrollo de un yacimiento convencional ojfshore (Vega Pl茅yade). La recuperaci贸n de la producci贸n neuquina viene del aporte de nueva producci贸n no convencional (tight y shale gas).

Una primera lectura de los datos f铆sicos puede sugerir que, aunque el gran potencial de recursos gas铆feros est谩 entre los no convencionales (el 77 por ciento de los recursos de Vaca Muerta son gas铆feros), no hay que descartar sorpresas en la geolog铆a relacionadas con nuevos yacimientos convencionales. Para ello es fundamental que las compa帽铆as que invierten y asumen riesgos tengan se帽ales de largo plazo en los dos determinantes clave de la renta: los precios y los costos. El gas natural todav铆a no tiene un precio de referencia internacional.

Cuando los flujos de gas por barco (GNL) se intensifiquen habr谩 un mercado internacionalizado y all铆 surgir谩n referencias internacionales para el gas, como las que hoy existen en el mercado petrolero.

Si la Argentina desarrolla su potencial, puede interactuar en ese mercado global del gas que se viene con compras y ventas; pero, por el momento, como importadora, es tomadora de los precios del gas importado o de los precios de los combustibles que lo sustituyen. La oferta local fue estimulada con precios que remuneran la producci贸n incremental pero, en promedio ponderado (gas nuevo y viejo), recibe alrededor de US$ 5,10 por mill贸n de BTU (por debajo del costo del GNL regasificado). Ya se defini贸 un horizonte de precios decrecientes para estimular la producci贸n de Vaca Muerta (converge a US$ 6 en 2020), y hay planes de contractualizar la oferta y de avanzar en una liberaci贸n gradual de precios donde compitan las distintas cuencas. El reto mayor est谩 en los costos. All铆 se trabaja en acuerdos de productividad para reducirlos y estimular inversiones. De la inversi贸n local y extranjera depende la consolidaci贸n de este proceso. Y es de la recuperaci贸n del gas desde donde vendr谩 el empuje de la recuperaci贸n petrolera. Dicha producci贸n viene cayendo desde 1998, y este a帽o tendr谩 una ca铆da pico de entre el 7 y el 8 por ciento. 

La ca铆da sistem谩tica de la producci贸n petrolera durante tantos a帽os se debe a la baja exploraci贸n, a su vez relacionada con la pol铆tica err谩tica de precios que tuvo el sector a partir de la implantaci贸n de retenciones a la exportaci贸n y el divorcio con las referencias de precios internacionales. La intervenci贸n discrecional y los precios pol铆ticos llevaron a explotar lo que estaba en producci贸n sin la debida reposici贸n de reservas (varias bombillas en el mismo mate). La baja exploraci贸n y la baja tasa de recuperaci贸n de reservas in situ consumieron el stock de reservas probadas y afectaron los niveles productivos. Cuando los precios internacionales cayeron, el "barril criollo" intent贸 palear la ca铆da e incentivar producci贸n. Hoy, el barril medanito cotiza US$ 55 (en tres a帽os baj贸 un 30 por ciento) y el Gobierno ha explicitado la intenci贸n de acoplar los precios internos a los internacionales.

Con referencias internacionales de precios de las que seremos tomadores (y que preanuncian un barril de entre US$ 50 y US$ 60), no hay otra opci贸n que trabajar en productividad y costos, de manera que la actividad asegure renta a apropiar y a repartir para estimular inversiones. En las cuencas maduras es posible reducir la declinaci贸n mejorando la recuperaci贸n asistida.

La producci贸n de petr贸leo no convencional se beneficiar谩 de las instalaciones, infraestructura y curva de aprendizaje del gas no convencional. Esto reducir谩 costos y sumar谩 nuevos desarrollos productivos de shale oil. Si ganamos la batalla del gas natural, tenemos grandes posibilidades de reactivar la producci贸n petrolera. As铆 fue en los Estados Unidos.

Por 煤ltimo, pero no menos importante, despejadas las se帽ales de precios y con costos que viabilieen el negocio, hay que aumentar la inversi贸n exploratoria.

Las reservas del talud continental en una plataforma mar铆tima subexplorada todav铆a son un mito que la investigaci贸n geol贸gica deber谩 despejar. 

Fuente: El Cronista

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