En el mismo discurso, el presidente Frondizi enumeró los contratos firmados para la exploración y explotación entre las empresas petroleras extranjeras e YPF (estatal en aquellos tiempos) y anunció el envío al Congreso de un proyecto de ley de hidrocarburos, sancionado en noviembre de ese año como ley Nº14.773.
En el diagnóstico del Presidente, el modelo productivo de sustitución de importaciones para promover el desarrollo industrial de la Argentina tenía una falla estructural: Habíamos desarrollado industria liviana dependiente de insumos importados, cuando el país seguía siendo fuerte importador de industria pesada (petróleo, siderurgia, minerales, petroquímica). La dicotomía agro o industria daba por sentado que los dólares agropecuarios iban a financiar el desarrollo industrial, pero el esquema derivaba en recurrentes crisis de balanza de pagos.
A “la batalla del petróleo” la reivindican sus resultados. El promedio de la producción petrolera de 1962 fue de 272.131 barriles/día, y el del consumo doméstico, e 292.729 barriles/día. Pero la producción de diciembre de 1962 fue de 295.605 barriles diarios, sobrepasando el consumo. El objetivo del autoabastecimiento se había logrado en 4 años, en los que la producción nacional había crecido un 174%.
“Mutatis mutandi”, hay significativos paralelismos entre los problemas y desafíos energéticos que heredó la gestión del presidente Arturo Frondizi y los que heredó el presidente Mauricio Macri.
Hoy, como antes, el déficit energético ha expuesto la inconsistencia estructural del modelo de sustitución de importaciones con orientación productiva al mercado doméstico. Hoy, como antes, la energía es parte del serio problema económico que nos tiene varados en el estancamiento inflacionario y en la pérdida de empleos productivos. Y hoy, como entonces, el desarrollo del potencial energético es clave para reorientar el modelo productivo y transformarlo en un proyecto de desarrollo económico y social.
Balanza en rojo
Los datos señalan que en el último quinquenio las exportaciones de manufacturas de origen industrial (MOI) fueron en promedio de US$ 25.000 millones por año, y el déficit de la balanza comercial sectorial fue de US$ 30.000 millones por año. Es decir, por cada 5,5 dólares que importa el sector industrial, exporta solo 2,5.
Las exportaciones industriales son de US$ 600 por habitante en la Argentina, contra US$ 2.400 en México y US$ 9.800 en Corea. Los precios excepcionales de la soja disimularon el problema, pero el déficit energético a partir de 2011 puso de nuevo la recurrente crisis de balanza de pagos en el tapete. En días años, la canasta comercial energética dio vuelta US$ 12.000 millones: pasó de un superávit de US$ 6.000 millones a un déficit de más de US$ 6.000 millones.
El gas natural hoy es el principal rubro del déficit energético. Importamos gas de Bolivia y por barcos (en forma de gas licuado), y este año empezamos a importar de Chile usando gasoductos que construimos para exportar. Pero en los picos de consumo invernal también tenemos que importar gasoil para sustituir la escasez de gas natural para abastecer las usinas térmicas. El gas natural es el principal recurso de nuestra oferta primaria de energía (provee el 52% de la oferta) y es el combustible más importante en la generación eléctrica. Pero, en la década pasada, nos consumimos la mitad de las reservas probadas sin reponerlas, y el año pasado ya importábamos el 25% del total del gas inyectando en los gasoductos (30 millones de metros cúbicos por día promedio sobre 128 millones de metros cúbicos por día promedio año).
Para transformar esta realidad, la nueva política energética debe plantear la prioridad gasífera en la transición a una matriz más diversificada. La batalla del gas natural debe presidir la agenda energética. Porque hay más gas convencional para explorar y explotar, y hay “tight gas” (gas de arenas compactas) y “shale gas” (gas de esquisto) que estamos desarrollando. El 84% de los recursos no convencionales de la Argentina, y el 77% de los recursos de Vaca Muerta, son gasíferos. Con desarrollar apenas el 10% del gas de Vaca Muerta (30 trillones de pies cúbicos, TCF, por sus siglas en inglés) podemos recuperar la producción nacional para abastecernos y volver a exportar saldos a la región.
Pero también porque ya empiezan a manifestarse los síntomas de un cambio de tendencias. Sobre la base de la información disponible a octubre de 2016, es manifiesto el ajuste en la actividad petrolera, pero también es evidente el crecimiento de la producción nacional de gas.
Según datos de “Carta Energética”, en el primer semestre de 2016 la producción de petróleo en la Argentina cayó 3% respecto del año anterior, mientras la producción de gas natural creció un 5,1% y ya acumula un período de 20 meses de crecimiento consecutivo. El crecimiento de la producción gasífera aporta un promedio de 6 millones de metros cúbicos por día adicionales, pero la inyección de gas local al sistema de gasoductos creció más, un 9,15% respecto del mismo período del año anterior: pasó de 96 millones de metros cúbicos al día a 105 millones cúbicos al día, por menor consumo en el proceso desde el pozo hasta acceder a la red de transporte.
El enfriamiento de la actividad petrolera se refleja en la disminución de los equipos activos en los yacimientos. Al mes de julio de 2016, la caída interanual fue del 32%; quedaban 81 equipos activos, frente a 119 utilizados en el mismo mes del año anterior. La producción petrolera sigue declinando, aunque en el país ahora haya precios de petróleo superiores a los internacionales, porque los costos promedios son elevados y afectan la renta a apropiar y a distribuir.
El costo total a considerar en un proyecto petrolero (exploración, desarrollo y producción) en muchos campos convencionales supera los 50 dólares por barril, y es aún mayor en el “shale oil” en la etapa de desarrollo en que se encuentra. Como el precio sostén local es un precio administrado que, según las autoridades, convergía hasta acoplarse a las referencias internacionales, el precio que cuenta en las nuevas inversiones es el precio internacional del barril de crudo, del que somos tomadores.
A lo largo del trabajo hemos repetido que cuando la diferencia entre precios y costos elimina la renta del negocio, la inversión y la actividad petrolera quedan condenadas a declinar.
La reconciliación con el futuro
Dos factores influyeron en la recuperación y mejora del dinamismo de la producción de gas durante 2016.
> Primero, la continuidad del esquema de incentivos a la explotación de gas excedente mediante la aplicación de un precio deferencial de hasta 7,5 dólares el millón de BTU, que permite la explotación de gas no convencional en forma rentable (“tight gas” y “shale gas”);
> segundo, la señal de recomposición de precios al productor para los distintos consumos, incluido el consumo residencial, que en la nueva propuesta del gobierno, planteada en la audiencia pública motivada por el fallo de la Corte Suprema, tendrá un aumento menor, pero sin afectar el ingreso de los productores (implica así mayores subsidios a la oferta).
El promedio ponderado de precios que recibe la oferta (incluye el gas convencional y el no convencional) es de alrededor de 5,89 dólares el millón de BTU, todavía más bajo que el que marca el costo de oportunidad de importar y regasificar el GNL, pero interesante en el debate de la renta.
Si a esta señal de precios que toma como referencia el costo de importar gas por barcos (referencia válida mientras la oferta local sea deficitaria) la ponemos en el contexto de una estrategia de largo plazo que incluya la reinstitucionalización del sector, el rediseño de organización industrial y el desarrollo de un mercado regional de gas, podemos asumir una proyección de crecimiento sostenido de la producción que nos devuelva abundancia relativa del producto y precios competitivos.
En el incremento de la producción actual, el 50% provino de aporte del proyecto “off shore” Vega Pléyade, donde comienzan a surgir los primeros prácticamente se debe a los campos no convencionales. Actualmente, la actividad no convencional representa el 4% de la producción nacional de petróleo y más del 15% de la de gas natural. Ya hay perforaciones horizontales en la formación Vaca Muerta con rendimientos significativos que auguran nuevos desafíos productivos.
Con solo sostener el crecimiento de la producción gasífera nacional en el 5% anual acumulado, al final de la próxima década podríamos alcanzar una producción doméstica de 240 millones de m. cúbicos por día. Haciendo interactuar las cuencas de Bolivia con las argentinas, y atendiendo los picos de demanda invernal con importaciones estacionales de GNL, estaremos en condiciones de satisfacer la demanda doméstica y exportar saldos a la región.
La reacción de la producción nacional y la competencia intercuencas bajarán los precios del suministro. Pero todo este panorama de por sí alentador se puede hacer realidad si las políticas de eficiencia energética reducen el crecimiento de la demanda y el auge inversor potencia el desarrollo productivo. Entonces, en menos de una década podremos decir que hemos ganado la batalla del gas.
La batalla del gas, como lo hizo la del petróleo, debe poner estor recursos en valor convocando capitales y tecnología. Es una batalla que no excluye el desafío petrolero y la necesaria diversificación de la matriz con energías alternativas. Por el contrario, establece ritmos y prioridades en una política de largo plazo para un sector y un país obligados a reconciliarse con el futuro.
