En concreto, mientras la estrella actual es la 鈥渧entana鈥� de gas por los precios est铆mulo ofrecidos por el Estado, a partir del a帽o que viene se mirar铆a con mayor aprecio el 谩rea de shale oil (petr贸leo no convencional).

Seg煤n inform贸 la Secretar铆a de Gobierno de Energ铆a d铆as atr谩s, la extracci贸n de gas creci贸 un 8,1% interanual hasta 133,8 millones de metros c煤bicos por d铆a (MMm3/d; el valor m谩s alto desde 2010) y la de petr贸leo subi贸 un 2,5% anual a 491.100 barriles por d铆a (bpd).

La f贸rmula fue a puro precio: crudo arriba de los u$s 70 por barril en los 煤ltimos cinco meses y subsidios a la oferta (Resoluci贸n 46/2017 para un gas no convencional a u$s 7,50 por mill贸n de BTU). Pero la intenci贸n del Gobierno de limitar los est铆mulos al gas en u$s 700 millones (blanqueada en el Presupuesto 2019) por la restricci贸n fiscal lleva a reorientar los planes estrat茅gicos de las compa帽铆as.

La producci贸n de gas no convencional va ganando lugar: en el octavo mes de 2018, la extracci贸n de shale gas aument贸 un 233% interanual a 20,5 MMm3/d (15,3% del total en gas) y, junto con el tight gas -en la roca reservorio, pero con baja permeabilidad- ya representa el 36,4% del total en Argentina.

La mejora es gracias a dos grandes proyectos de Tecpetrol y de la Compa帽铆a General de Combustibles (CGC), que recibieron los precios est铆mulos del Gobierno, aunque otras empresas participan marginalmente de este aumento en la producci贸n.

En petr贸leo, el incremento de la producci贸n de shale oil fue de 60,6% interanual en el octavo mes de 2018 a 60.300 bpd. La extracci贸n de petr贸leo no convencional (shale y tight en conjunto) es el 14,1% del total en el pa铆s. La cifra oxigena un sector que estaba en plena crisis: en 2017 se registr贸 la peor producci贸n desde 1991, que a su vez ten铆a un n煤mero similar que en 1979.

Por tratarse de un mercado un tanto menos regulado y con precios internacionales que ya casi est谩n al doble del breakeven (umbral de rentabilidad), los ejecutivos petroleros analizan rever su cartera de inversiones en la Cuenca Neuquina.

As铆 lo contaron en reserva algunos empresarios que participaron de distintas conferencias y seminarios en la 煤ltima semana, como en Moody鈥檚 o en el Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI).

Tambi茅n ayuda, ante una ca铆da en la demanda interna de esos productos, como ya se verifica con las bajas en las ventas de combustibles y en el consumo hogare帽o de gas, que el petr贸leo es mucho m谩s f谩cil de colocar en el exterior, sin la infraestructura que necesita el gas.

El crudo cerr贸 ayer en Londres a u$s 86 por barril, mientras que Energ铆a calcula que el punto a partir del cual las petroleras tienen proyectos rentables en Vaca Muerta est谩 por debajo de los u$s 43 por barril. En cambio, en el gas el break-even estar铆a en torno a los u$s 2,50 / MMBTU, de acuerdo a las presentaciones que desde hace casi dos meses expone el secretario de Gobierno de Energ铆a, Javier Iguacel, y el Secretario de Planeamiento Energ茅tico, Daniel Dreizzen.

Las productoras vender铆an el fluido a los hogares a u$s 3,72 / MMBTU y a u$s 3,40 para las generadoras el茅ctricas.

Por estos precios surgi贸 la pol茅mica.

En los recientes contratos de exportaci贸n de gas a Chile, bajo la venia del Gobierno, las empresas Pan American Energy, Wintershall, CGC y Total Austral vender谩n su producto a entre u$s 3,45 y u$s 4,50 / MMBTU a la planta de metanol Methanex, la generadora termoel茅ctrica Colb煤n y la distribuidora de gas Aprovisionadora Global de Energ铆a (AGESA); mientras que se importar谩 hasta 2021 gas de Chile a unos u$s 10 / MMBTU para cubrir picos invernales.