Daniel Montamat
Ex presidente de YPF y ex secretario de Energía
La baja del precio internacional del crudo tarde o temprano va a afectar al “barril criollo” que se comercializa en el mercado doméstico a 80 dólares y que encarece los precios locales de las naftas y el gasoil respecto a otros países que se rigen por las referencias internacionales (pese a la baja testimonial de los últimos días). El mercado mundial ofrece a la Argentina la oportunidad de realinear a la baja los precios internos de los combustibles a los internacionales, y, a la vez, de promover inversiones en gas natural ajustando el precio doméstico a un porcentaje de los precios del gas importado.
El tanque de los argentinos se verá favorecido si el país vuelve a guiarse por las referencias de precios internacionales para el petróleo y los derivados. Esa baja podría ser de hasta un 20% y no le vendría mal al índice de inflación.
A su vez, las inversiones para desarrollar el potencial de Vaca Muerta también se verían favorecidas si el precio medio actual del gas natural en boca de pozo de 3.8 dólares el millón de BTU se fija en alrededor de 6.5/7 dólares para todas las cuencas argentinas. El precio del gas que compramos a Bolivia se actualiza trimestralmente con los precios de una canasta de productos petroleros que viene 6 meses desfasada en el tiempo. Las compras de GNL en el mercado internacional también se guían por precios que tienen en cuenta la referencia del precio del petróleo. El próximo año, tanto el precio del gas de Bolivia, como el precio de compra de gas por barco van a bajar siguiendo la caída de precios del crudo que se experimentó en los últimos meses. Si el petróleo mantiene una cotización entre 50 y 60 dólares por barril, el precio del gas que compramos a Bolivia puede caer a alrededor de 7 dólares por MMBTU.
Tomando en cuenta esa referencia, habría que reorientar el atractivo inversor a las perforaciones destinadas a extraer más gas. Hoy se trata de alentar la mayor producción de gas natural con un precio especial de 7.50 dólares por MMBTU, que paga en parte el Estado como subsidio. Pero ese precio remunera la nueva producción incremental y establece sanciones para los que se acogen al régimen y no pueden cumplir con los volúmenes adicionales comprometidos. Si se incrementa el precio promedio del gas natural para todas las cuencas, con un compromiso que promueva la reinversión de utilidades en la geología argentina, la respuesta inversora va a ser otra. De los 170.000 millones de barriles de petróleo equivalente estimados como recursos no convencionales técnicamente recuperables, 143.000 millones son recursos de shale gas (84%).
Vaca Muerta, con 70.000 millones de BPE de recursos, tiene un 77% de gas y un 33% de petróleo. Entre los recursos no convencionales hay mucho más gas que petróleo, y la abundancia relativa de gas es compatible con la matriz de energía primaria de la Argentina, donde el gas natural participa con el 54% y el petróleo con el 32.6%. Sin embargo, la actividad de la industria petrolera hasta ahora ha estado mucho más concentrada en desarrollar la potencialidad del shale oil que la del shale gas. De los 350 pozos perforados Vaca Muerta, sólo un 5% estuvieron destinados a desarrollar gas natural. Por eso, y aún asumiendo el desarrollo incipiente de los recursos no convencionales, la producción de shale oil ya representa un 4% de la producción nacional de petróleo, mientras que la de shale gas representa menos del 1% de la oferta local.
La preferencia por privilegiar el desarrollo del petróleo no convencional no es caprichosa. Un régimen promocional que permita exportar ciertas cantidades de gas a la región con libre disponibilidad de divisas, combinado con precios domésticos asociados a la evolución de los precios del gas importado, es la mejor respuesta al nuevo escenario mundial para sostener la expectativa inversora en Vaca Muerta y en el potencial que ofrece la geología argentina.
