La explotación de tight gas es una de las principales apuestas de la industria para el corto y mediano plazo. El Gobierno gasta u$s 2.000 millones por año para incentivar la producción del fluido. El deterioro de las perspectivas mundiales caló hondo en el segmento de exploración y producción de hidrocarburos, denominado upstream en la jerga petrolera.

En especial en los economics de los campos no convencionales de Vaca Muerta, la formación de la cuenca Neuquina que fue presentada por el Gobierno y buena parte de la industria petrolera como la llave para recuperar el autoabastecimiento perdido. Nicolás Gadano, economista especializado en hidrocarburos y director de la maestría de Políticas Públicas de la Universidad Torcuato Di Tella, lo explicó en estos términos: “Con los precios altos que se mantuvieron hasta julio del año pasado, las dudas sobre la macroeconomía argentina y las propias dificultades relativas al conocimiento de Vaca Muerta y a su productividad estaban cubiertas por un barril que superaba los u$s 100. El panorama mundial habilitaba una lectura optimista en cuanto al negocio petrolero.

El desafío era conseguir el financiamiento para desarrollar los proyectos. Sin embargo, ese escenario que se abría cambió drásticamente a partir de la caída del precio del petróleo”, advirtió en diálogo con Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía. La mayoría de los productores está, de hecho, redirigiendo su porfolio de inversiones hacia el negocio del gas, que ante la crisis mundial mantiene mejores fundamentos económicos. El Gobierno lanzó hace dos años un programa de estímulo a la inyección adicional del fluido, el principal combustible de la matriz de energía primaria del país (representa un 52% del total). Se lo conoce como Plan Gas y autorizó el pago –vía subsidios directos del Estado a petroleras– de u$s 7,50 por millón de BTU por la producción del hidrocarburo. Es una cifra atractiva, que casi triplica la cotización actual del Henry Hub, la cotización en Norteamérica, que ronda los u$s 2,70. De ahí el interés de varias petroleras por elevar su oferta del fluido. Negocio doméstico “A diferencia del petróleo, el commodity por excelencia, el negocio del gas se rige por factores de índole local.

El costo de oportunidad de desarrollar nuestros campos gasíferos está dado por el precio de importación del gas que llega por barco (GNL), que no es inferior a los u$s 7 u 8 por millón de BTU. Es decir, siempre va a ser más conveniente pagar ese precio, que es una cifra que permite explotar yacimientos más complejos y no convencionales, a un productor local que gastar divisas para solventar el gas importado”, analizó Carlos Ormachea, presidente de Tecpetrol, brazo petrolero del Grupo Techint.

El problema para la Argentina no está dado únicamente por los vaivenes del negocio hidrocarburífero mundial, que motivaron –en la fotografía actual de las petroleras– una migración hacia las inversiones en gas. La mayor complejidad reside en desarmar el nudo gordiano generado por la combinación de precios relativos atrasados por el congelamiento de tarifas residenciales de gas y electricidad con desequilibrios fiscales por el abuso de subsidios al consumo e inconsistencias y falta de previsibilidad del marco regulatorio. Desandar ese camino estará determinado por –y tendrá impacto sobre– la política macroeconómica que adopte el próximo Gobierno, con la definición del valor del dólar como medida central. Cómo convertir el sector en un motor de ingresos de divisas –tal como se había sentido en noviembre del año pasado– en una coyuntura signada por los precios bajos, el recorte de inversiones a nivel mundial y la incertidumbre global en torno a qué sucederá con los precios es la pregunta que desvela a los equipos económicos de los candidatos presidenciales.

“La falta de obras de infraestructura energética es una realidad. Pero para conseguir inversiones será necesario avanzar sobre las trabas que tuvo el sector en los últimos años. Desarmar los esquemas de bajos precios relativos (provocados por el congelamiento de tarifas) es una prioridad que estará inserta en la lógica macroeconómica que siga el próximo Gobierno”, señaló Marina Dal Poggetto, socia del Estudio Bein & Asociados, uno de los asesores de cabecera de Daniel Scioli, candidato a presidente por el Frente Para la Victoria. Protección Frente a ese escenario, la mayoría de las petroleras empezó a priorizar en su porfolio las inversiones en gas. YPF, el mayor jugador del mercado, con un 37% de la oferta local de hidrocarburos, asignó a un equipo especial la reestructuración del upstream sobre la base de proyectos gasíferos. La intención de la compañía que preside Miguel Galuccio es apuntalar la producción de tight gas (de arenas compactas) e incluso evaluar con mayor detalle el potencial del shale gas de Vaca Muerta. El tight gas ya representa un 22% de la oferta total del fluido extraído de Neuquén.

Compañías como Pan American Energy (PAE), Petrobras y Pluspetrol consideran que el gas de tight sands será una de sus principales apuestas durante los próximos tres o cuatro años. “En la formación Grupo Cuyo Inferior, al norte de la Dorsal Huincul (que se conforma de áreas como Estación Fernández Oro, Centenario, Agua del Cajón, Río Neuquén y Lidero Atravesado, entre otras), los recursos de tight gas podrían ascender hasta los 25 TCF, de los que podríamos recuperar 10 TCF e incrementar así las reservas de gas probadas de Argentina”, detalló hace dos meses Telmo Gerlero, gerente de Reservorios de Pluspetrol. Este tipo de desarrollos depende, en gran medida, de la continuidad del Plan Gas, que moviliza el pago de subsidios por más de u$s 2.000 millones anuales para los productores. Este año serán $ 21.507 millones, según datos de la Secretaría de Hacienda.