Especialistas y empresarios del sector coinciden en que, a igualdad de demanda de combustibles y si el precio internacional del crudo continúa en el nivel de los u$s 50, se perforarán menos pozos. El resultado: mayor importación, aunque a precios más bajos que en el pasado.

El desplome del barril de crudo (cayó un 50% su cotización en el último año) parecía ubicar a la Argentina en una situación cómoda: al ser un importador del producto, sus costos de compra comenzaron a bajar y trajeron un alivio en el ahorro de dólares. Sin embargo, esta realidad golpea a la actividad doméstica en el mediano plazo y atrasa la ansiada meta del autoabastecimiento energético, mientras la demanda continúa en ascenso año tras año.

Así lo advirtieron empresarios y ex funcionarios en la Universidad de Ciencias Empresariales y Sociales (UCES) en un seminario organizado por el grupo de ex secretarios de Energía, habitualmente críticos de la política oficial. “Si los precios se mantuvieran de ahora en más a u$s 50 el barril y los costos no bajaran, se perforaría el 60% de los pozos de petróleo alcanzados en 2014. Hoy quedarían entre 80 y 100 pozos por año, ya que los otros no serían rentables”, vaticinó Daniel Gerold, titular de G&G Energy Consultants, quien expuso junto con el presidente de Shell, Juan José Aranguren.

De darse este escenario, para el consultor, al cabo de dos años la producción de petróleo caería cerca de un 12%, y si la demanda de combustibles se mantuviera constante, el país requeriría importar 50% más de cantidades de producto en relación con la actualidad. “El Gobierno incurrió en un descalabro de su política económica porque no posee una estructura como importador de energía”, apuntó Gerold.

Es que, a su entender, la correlación entre el crecimiento económico y la demanda de energía es marcada y habitual en cualquier país en desarrollo como la Argentina, por lo que esta última en el corto plazo crecerá. El año pasado generó un desbalance de u$s 6.800 millones. “Un invierno moderado, la recesión y la caída de precios solamente provocaron un ahorro de u$s 400 millones respecto de 2013”, estimó el consultor.

El aumento de precios al consumidor final, además, no logra condicionar una supuesta caída de la demanda en ningún caso. En Córdoba y en Santa Fe, por ejemplo, la energía eléctrica es más costosa y la demanda aumenta de la misma manera que en Buenos Aires en un día con altas temperaturas.

Es por eso que se estima que en los próximos ocho años será aún mayor la necesidad de combustibles. En rigor, en febrero el 72% de la oferta eléctrica fue térmica, por lo que el consultor anticipa que esta tendencia se acentuará. “No existen soluciones sensibles que cambien esta realidad en tan poco tiempo, por lo que el país seguirá importando hidrocarburos en ese período”, aseguró.

Gerold // “Si los precios se mantuvieran de ahora en más a u$s 50 el barril y los costos no bajaran, se perforaría el 60% de los pozos de petróleo alcanzados en 2014”

GAS SÍ, PETRÓLEO NO

El consumo de gas en julio de 2014 se situó en los 180 millones de metros cúbicos (m³), mientras que la producción sólo trepó hasta los 95 millones de m³. A pesar de este desfasaje, Gerold indicó que la exploración da buenos indicios desde la llegada del tight gas (gas de baja permeabilidad). “El país recupera reservas desde la creación del Plan Gas a comienzos de 2013, el cual es un incentivo para incorporar recursos a la producción comercial con rentabilidad y derivó en un ascenso del 1,5% con relación al período anterior por primera vez desde 2006, cuando en la cuenca Neuquina en particular creció un 5%”, subrayó.

Aranguren, que encaró la disertación con una carga también política, rescató recientes medidas como la baja de retenciones a la exportación de crudo y derivados dispuesta por el Gobierno; la parcial disponibilidad de divisas establecida para las compañías internacionales que operan en el rubro cuando sus inversiones superen los u$s 250 millones en no convencional y el “Plan Hogar (garrafas)”, implementado por la Secretaría de Energía, “porque el subsidio va directo al consumidor”.

En petróleo, la situación es inversa. La producción cae al mismo ritmo de los años previos pese a la incorporación de shale oil, sin el cual la merma sería más acentuada. “Éste es un proceso natural de las cuencas maduras. Más allá del aumento significativo de un 25% en equipos de perforación, se necesita mayor inversión, ya que la exploración continúa reducida mes a mes. Vaca Muerta se muestra incipiente, tratando de conocer lo que existe”, explicó Gerold.

Aranguren // “Tenemos la oportunidad de cambiar las cosas en octubre, noviembre y diciembre”

Según las cifras oficiales, en enero la producción del fluido descendió un 1,1%. Este declino es el que sobresale como principal causa del cepo cambiario, debido a que lo que se produce no alcanza para cubrir la demanda doméstica de energía. La ecuación deficitaria arroja un permanente rojo en las cuentas públicas. Es por eso que ambos advirtieron la necesidad de planes de estímulo más enfáticos para revertir la merma. “Tenemos una oportunidad de cambiar las cosas en octubre, probablemente en noviembre y en diciembre”, sostuvo el ‒hasta el 30 de junio‒ timonel de Shell.