EMILIO APUD*
Hace 26 años la producción de petróleo local fue de 847.000 barriles diarios. Recién ahora se logrará equipararla, Vaca Muerta (VM) mediante. No hay mucho que festejar, me parece.
Veamos qué pasó. El récord de producción alcanzado en 1998 fue consecuencia de los cambios introducidos a comienzos de esa década: desregulaciones, privatizaciones y clima de negocios propicio. Que luego, acontecimientos como: la crisis financiera mundial del 98 con epicentro en Rusia, el agotamiento de la convertibilidad, los problemas de gobernabilidad durante el gobierno radical y el advenimiento de un nuevo gobierno peronista en versión kirchnerista terminaron destruyendo lo positivo de los 90, para retomar la senda populista, intervencionista, prebendaria que paralizó la inversión privada.
Afortunadamente, así como en la crisis energética de los 70 nos salvó el descubrimiento del mega yacimiento gasífero Loma de la Lata, en 2011 apareció otro salvador: VM, un mega reservorio de petróleo y gas, para cubrir la declinación de los existentes.
Los costos de producción en los yacimientos convencionales maduros son mayores que los costos de no convencionales como VM. Por tal motivo, durante los últimos 10 años se orientó el escaso flujo inversor hacia VM, donde se han alcanzado altos rendimiento y productividad que permitieron, además de suplir la caída de producción de los yacimientos maduros, tener saldos exportables de petróleo.
El negocio ahora y en el corto plazo es exportar crudo dado que están los canales de comercialización y los costos en VM son competitivos en un mercado donde el precio del barril de referencia sigue siendo atractivo comparado con los break even de VM. Hoy se exporta un 6% de la producción a nuestros vecinos y un 20% al mercado internacional. Sin embargo, estas exportaciones son marginales en relación con la potencialidad de VM.
El cuello de botella del negocio del crudo hoy es su evacuación de VM hacia nuestro litoral marítimo. Si bien se está trabajando en un oleoducto que permitirá transportar en breve un volumen similar al consumo total del país, se necesitará mucha mas inversión en oleoductos dedicados.
En cuanto al gas venimos con bastante atraso. Nuestro mercado domestico ya está casi saturado y las exportaciones regionales factibles por ducto no son significativas con relación a los más de 8 billones de m3 de VM. Ergo, la única salida para monetizar ese gas es la exportación para lo cual hay que transformarlo a líquido, GNL, en plantas de licuefacción y embarcarlo en ese estado hacia todo del mundo. El desafío es ser competitivo en esos mercados y conseguir financiación y equity para toda la cadena de valor implícita.
Los planes en danza de la industria para comenzar a comercializar gas natural en forma líquida son auspiciosos, pero subsisten incertidumbres a niveles local e internacional que ralentizan el atractivo inversor.
En el plano local, no obstante los logros alcanzados en la economía por el Gobierno de Milei en la macro, imprecisiones en cuanto a la eliminación del cepo cambiario y algunos deslices institucionales, sumados a las consabidas especulaciones políticas en un año electoral, imponen cautela a los grandes players, necesarios para un desarrollo en serio del gas de VM.
En el plano internacional la irrupción de Trump introdujo cambios significativos en el mercado global del GNL, al reactivar proyectos de licuefacción en EE.UU., paralizados por Biden y al desconocer acuerdos para la mitigación del cambio climático creando un previsible impasse en la transición energética hacia el net zero o emisión neta cero de carbono como CO2.
Ante este panorama global, la oferta de GNL está creciendo aceleradamente haciendo más difícil nuestra incursión, lo que nos obligará a ser muy eficientes en toda la cadena productiva y logística que formará el FOB del LNG en puerto rionegrino.
Esa cadena tiene su primer eslabón en el upstream o yacimiento VM donde aún tenemos costos hasta un 30 % mas caros que en formaciones similares de shale de EE.UU, en particular los de logística. El segundo eslabón es el transporte en grandes gasoductos de 450 Km dedicados. Y el último son las plantas que licuan al gas que llega a la costa, que inicialmente serán flotantes.
Entonces, es necesario y urgente incursionar en el comercio internacional al que nuestras empresas son poco adeptas luego de décadas de economía cerrada. Salir a buscar demanda de GNL, ya que un contrato a término de abastecimiento con un país establecerá los precios que condicionará los costos de la cadena de valor y su factibilidad técnica, económica financiera y comercial.
Por eso fue muy importante el puntapié inicial dado por el presidente de YPF, Horacio Marín, al salir al mundo a vender GNL argentino buscando firmar acuerdos de provisión en mercados como India, China, Japón y Corea, ejemplo que deberían seguir otras empresas que producen en VM.
Si se lograra con éxito ser competitivos en el mercado mundial de GNL, las inversiones relacionadas serían de tal magnitud que obligaría a las empresas petroleras con concesiones en VM a asociarse con otras de nivel global. Esto aplica bien a YPF que tiene un tercio de los 30.000Km2 de superficie de VM y que ya ha definido su core business para el mediano y lardo plazo: el upstream en VM. La venta de sus yacimientos convencionales en todo el país es el primer paso en esa dirección
Pero para concentrar y fortalecer su gestión allí, en el upstream, y obtener los recursos financieros que le permitan mantener una buena participación en un inevitable nuevo esquema asociativo, YPF debería también desprenderse oportunamente de unidades de negocio como, electricidad, distribución de gas, fertilizantes, petroquímica minería y, porque no, del retail de combustibles y lubricantes que abastece al 55% del mercado local.
