NÉSTOR O. SCIBONA
Si en 2016 el sector energético fue noticia por los fuertes aumentos de tarifas y recortes de subsidios, en 2017 su protagonismo podría venir de nuevas inversiones. No sólo para incrementar la generación eléctrica, sino para relanzar la explotación no convencional de hidrocarburos en Vaca Muerta y movilizar su enorme potencial de recursos de alta calidad.
Para el próximo Día del Petróleo (13 de diciembre), Mauricio Macri prevé anunciar un inédito acuerdo con el sindicato de petroleros privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, que incluirá en su convenio cláusulas de productividad a cambio de estabilidad laboral. El eje es el fin de las "horas taxi", que elevan los costos laborales especialmente en empresas contratistas de servicios petroleros. Esta modalidad considera como horas extra las destinadas al transporte de operarios a los yacimientos. Así, la jornada de 8 horas agrega un promedio de 4 extras (con un adicional de 50%), y, como el régimen laboral es de 12 horas por 12 de descanso en los yacimientos, el costo equivale a 26 horas por día.
De ahí que en el reciente encuentro organizado por la Asociación Empresaria Argentina (AEA), el presidente del Grupo Techint haya afirmado que el costo de un obrero de equipo de perforación está en alrededor de US$ 80.000 al año, frente a US$ 30.000 en los Estados Unidos. Para más datos, Paolo Rocca indicó que aquí un equipo de perforación se opera con 27 personas y en los EE.UU., con 10. En la industria explican que esta disparidad obedece además a las rigideces del convenio para encuadrar tareas similares.
El acuerdo será un paso adelante para estimular futuras inversiones en gas y petróleo no convencional, cuyo costo por pozo horizontal (US$ 7/8 millones) cuadruplica al vertical convencional (US$ 2 millones). En la misma reunión, Fernando Giliberti (uno de los vicepresidentes de YPF) indicó que si bien en la Argentina se logró reducirlo de US$ 17 millones en 2014 a 10 millones en 2016, no se llega a los 3000 metros de extensión como en EE.UU. sino a 1500 metros, que también disminuye la productividad. "El gran desafío es reducir costos estructurales, de contratistas y proveedores, logística, precios y tener una agenda para atraer inversiones", enfatizó.
Aquí es donde surgen las diferencias de estrategia, que se debaten hace meses y quedaron reflejadas en el seminario de AEA, aun cuando hay consenso en que Vaca Muerta podría atraer inversiones por US$ 20.000 millones anuales a partir de 2018 más otros 3000 millones en infraestructura, como señaló el ministro Juan José Aranguren. O que el desafío es la "batalla del gas natural" para sustituir importaciones, como coincidieron Daniel Montamat (director de YPF) y el gobernador neuquino, Omar Gutiérrez.
Para Rocca, sería necesaria una política de Estado para pasar de 120 a 1000 pozos por año y movilizar inversiones por US$ 10.000 millones en toda la cadena. Su propuesta de "defender la energía sin perjudicar a la industria" se divide en dos partes. Por un lado, fijar por 5 años un precio de referencia para el gas natural de US$ 7/7,5 por millón de BTU (unidad de medida), superior al de las importaciones de GNL regasificado (de US$ 6,5 MBTU) para impulsar inversiones y empleos. Por otro, que el Estado regule el mercado del gas para uso industrial y le asegure un precio en boca de pozo similar al de EE.UU. (hoy en US$ 3) entre diciembre de 2017 y de 2018, cuando vencen los actuales contratos del Plan Gas. Según el CEO de Techint, el mix entre gas desarrollado y a desarrollar permitiría obtener un precio promedio de US$ 4. Pero este esquema no convence a Aranguren quien, sin mencionar la palabra subsidios, se limitó a decir que no cree en el spread entre el precio del gas producido y consumido.
Para comprender el debate, vale recordar que en 2016 el precio del gas para la industria volvió a quedar desregulado y sujeto a contratos entre productores y grandes usuarios, donde ronda US$ 5. En cambio, para los consumos residenciales se anunció en la última audiencia pública un sendero ascendente que parte de US$ 3,42 para llegar a US$ 6,78 en 2019, a la inversa de los subsidios. También se ratificó el precio de US$ 7,50 para los contratos del Plan Gas, surgidos en los últimos años de la gestión K para estimular la producción de "gas nuevo" y en su mayoría vencen dentro de un año.
Aun así, en los despachos oficiales admiten que se estudia un régimen de transición para extender ese horizonte, pero por proyectos productivos y no por empresas. La buena noticia la aportó Montamat: la extracción total de gas natural creció 3,15% en 2015 y lo hará 4,1% en 2016, que significan 4 millones de m3 diarios más de disponibilidad.
Por otro lado y más allá de Vaca Muerta, se mantiene indefinido el futuro del "barril criollo", que fija para el petróleo local un valor sostén (hoy de U$S 55 para crudos livianos y de 63 para pesados) superior al precio internacional y mantiene los precios de los combustibles entre los más altos de la región. Este régimen, que surgió a fin de 2014 y Macri mantuvo con retoques bajistas, no impidió que este año la producción de crudo retrocediera 3%. Pero la convergencia gradual con la paridad de importación es resistida por las provincias productoras y los gremios. El último acuerdo de la OPEP y Rusia para recortar la producción y empujar los precios por encima de US$ 50 el barril, podría acelerar de hecho este proceso.
Mientras dilucida estas cuestiones, el Gobierno se dedicará en lo inmediato a aumentar la oferta de electricidad, a través de inversiones privadas por un total de US$ 6500 millones que ampliarán en 20% la capacidad instalada de generación. En enero firmará los contratos de los 59 proyectos en 17 provincias adjudicados en las licitaciones de energías renovables (eólica y solar), que entre 12 y 30 meses aportarán casi 2400 MW con un precio promedio de US$ 54/MWh (entre tres y diez veces más bajo que los pocos de la era K). Para los inversores, el atractivo son los contratos en dólares y a 20 años de plazo. Además, entre este verano y el de 2018 se pondrán en marcha 17 equipos de generación térmica para cubrir déficits localizados, que sumarán otros 2871 MW a un precio promedio de US$ 80/mwh. El cuadro se completará en el primer semestre de 2017, cuando se liciten nuevas centrales de ciclo combinado a gas, para reemplazar centrales térmicas obsoletas y cuya disponibilidad no supera el 50% de su capacidad de generación.
