Hay tres tendencias globales que caracterizan la transición energética. En la matriz primaria donde dominan los fósiles (más del 80% entre petróleo, carbón y gas natural) hay una tendencia a sustituir carbón por gas natural. En la matriz eléctrica, todavía dominada por el carbón mineral en la generación de electrones (40%) hay una tendencia a la creciente irrupción de las energías renovables que, combinadas con el gas, tienden a reducir la participación del carbón en la generación eléctrica. En la matriz de consumo final hay un crecimiento de la electrificación respecto al consumo de gas y combustibles derivados del petróleo que se va a intensificar con la mayor penetración de vehículos eléctricos en el parque automotriz.

Estas tendencias se retroalimentan y el ritmo de la transición la creciente presión política derivada de la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Hoy se ha puesto sobre el tapete el compromiso (todavía no vinculante) de alcanzar a nivel planetario 0 emisiones netas para el 2050 como parte de la agenda de gobiernos y empresas. Si el “tsunami verde” llegó para quedarse estas tres tendencias de transición que mencioné, acelerarán su ritmo.

El carbón tuvo un rol dominante en el paradigma fósil. Fue la energía primaria que cerraba el balance energético mundial hasta mediados del siglo pasado. Todavía domina la generación de electricidad, pero es la fuente fósil más contaminante. Es la que más tiene para perder en la transición hacia las energías verdes. En la próxima década dejará de ser la segunda fuente primaria luego del petróleo y su lugar lo va a ocupar el gas natural. El gas natural crece sustituyendo carbón en la generación térmica y penetrando poco a poco el transporte, incluido el pesado (gas natural vehicular). El gas por barco (GNL) ha facilitado la internacionalización del mercado de gas y su mayor transabilidad. Antes era un mercado contractualizado, hoy crecen las operaciones spot.

Las renovables tienen mucho campo para crecer en un escenario donde el cambio climático empieza a imponerse tras la traumática experiencia con la pandemia, como otro problema de dimensión planetaria que impone repuestas globales. Las renovables tienen por delante el desafío de reducir la intermitencia y, mientras tanto, van a acoplar su ritmo de crecimiento al back up que les proporcionen centrales a gas de ciclo combinado de rápido despacho. Hasta que se consiga almacenar electrones en baterías modulares a costo razonable.

Ahí puede haber un salto disruptivo, pero tenemos una ventana de 20/25 años de convivencia y transición entre el gas y las renovables. En todo este escenario ahora hay que incorporar el hidrógeno como posible nuevo vector energético, y a las celdas combustibles como potencial competencia de las baterías eléctricas en el parque vehicular. Pero ya nos vamos más allá de las próximas dos décadas.

La producción de los yacimientos maduros sigue declinando y allí el desafío es la recuperación asistida para reducir el ritmo de declinación y aumentar la tasa de recupero in situ. La nueva oferta está proviniendo de los yacimientos no convencionales. Vaca Muerta en petróleo está creciendo y ha permitido recuperar la producción a niveles superiores a los 500.000 barriles día de la pre-pandemia.

En gas todavía estamos debajo de los 126 millones m3/d de producción promedio del 2019. El plan Gas Ar no se fijó metas muy ambiciosas con lo cual la recuperación, salvo nuevos desafíos, se va a amesetar entre 110 y 120 millones de m3/d. Por supuesto, para sostener esos niveles ante la realidad de yacimientos maduros declinantes, que todavía dominan la oferta es clave el aporte del shale y del tight gas.

Unos 150 mil barriles de los 500 mil que producimos provienen del shale oil. Alrededor del un 30% (...)