Por Rubén Edgardo Maltoni: ingeniero químico y licenciado en Economía Petrolera. Ex director de YPF y ex secretario de Combustibles de la Nación

Precio de gas natural en boca de pozo: la voluntad de su estimación y control

Edición impresa № 324 | Octubre - Noviembre 2016

El país tiene un déficit de abastecimiento de gas natural que se compensa con importaciones desde Bolivia de aproximadamente 18-20 MMm³/d, LNG 30 MMm³/d especialmente en invierno, también en forma de gasoil 20 MMm³/d en invierno para consumo de ciclos combinados y cortes del orden de 10 MMm³/d durante los meses más fríos.
Es decir, el país necesita aumentar sustantivamente la producción de gas natural, si aspira a generar un ambiente de autoabastecimiento, del orden de 40 MMm³/d, y un gradiente de 4-5 MMm³/d, en la medida en que el país alcance un grado de crecimiento mediocre.
A su vez, el mercado global de LNG pasa por una etapa de liquidez, empujado por la oferta de Estados Unidos, el este de África, Medio Oriente, Australia, Nueva Zelanda y Rusia; combinada con la caída de los precios del petróleo, plantea un escenario alternativo respecto del de apenas tres años atrás, en materia de suministro de LNG.

Reservas y recursos

Desde 2004 y hasta 2014, hubo una caída de la producción de gas natural, en simultáneo con un proceso expansivo de demanda. En ese período, el país restringió las exportaciones y se convirtió en un importador neto. Los Ciclos Combinados preparados para consumir gas natural tuvieron que adaptarse a usar gasoil, combustible más caro, contaminante, que disminuye el rendimiento y la vida útil de los equipamientos.
Este dramático cambio de tendencia es motivo de cuestionamientos en materia de política energética, en particular respecto de los escasos incentivos a la inversión en el upstream, pero también coincide con la depletación de los principales activos de producción, como por ejemplo Loma La Lata en Neuquén, Ramos y Aguaragüe en Salta; valorizando el impacto de la madurez de los principales yacimientos en esa caída.
Para alcanzar el salto en producción señalado, el país tendría que poner en valor los recursos no convencionales, tight y/o shale gas, los cuales tienen un horizonte más profundo respecto de su semejante en Estados Unidos, siendo que no contamos con la infraestructura y liquidez de servicios y tecnología para hacer repetible lo que ocurre en la potencia del Norte.

Concentración de la oferta de gas

En el actual régimen de Concesiones otorgadas por los Estados provinciales, y en secuencia con el mecanismo preferido por las petroleras de asociaciones como UTEs, cuatro empresas producen y comercializan el 75% de la producción local (YPF, PAE, Total, Wintershall).
Adicionalmente, estas mismas compañías cuentan con concesiones en las áreas de tight y shale gas u otros activos convencionales, que avizoran que tal concentración tenderá a acentuarse aun en un escenario de aumento productivo como aspiración nacional.

Plan Gas

Luego de la expropiación de la mayoría accionaria de YPF, y a caballo de ella, el Ministerio de Economía acordó un mecanismo con el objetivo de disminuir la depletación de los activos maduros y de incentivar la producción, perfeccionando la concentración y poniendo eje en el desafío del desarrollo no convencional, denominado Plan Gas (fin de 2013).
Éste fija un precio marginal de u$s 7,50 por millón de BTU por encima de una curva base de depletación, establece penalidades en caso de no alcanzar hitos productivos, acuerda planes de inversión y de ocupación de mano de obra, por un plazo de cinco años.
Luego con las cuatro majors que manejan la oferta, YPF, PAE, Total, Wintershall, se lanzó el Plan Gas II para petroleras más pequeñas, y el Plan Gas III para nuevos entrantes que no pudieran establecer curva base.
Los acuerdos con las petroleras no fueron publicados, se desconoce si están respaldados por estudios que tiendan a demostrar que el valor de expansión de la producción de gas natural por los recursos existentes en el país es de u$s 7,50  por millón de BTU y se estableció en un contexto distinto del precio internacional del crudo, y en particular del LNG del orden de los u$s 15 por millón de BTU; pero si u$s 7,50 fuera un precio sombra de éste, no se especificó una correlación, y consagró que el Import Parity formara parte del escenario de análisis de la gestión anterior.
Sin conocer los acuerdos es complejo evaluar el desempeño del Plan Gas, pero empíricamente la producción aumentó de manera significativa, cerca de 8 MMm³/d, aun cuando el No Convencional no alcanzó una escala determinante para responder todas las dudas que justificadamente se generan respecto de su futuro de escala técnico-económica (buena parte de la renta del No Convencional viene con los licuables del gas natural, etano, propano, butano y condensado, que con la caída de los precios internacionales apuntala el interrogante de este desarrollo).
En un indiscutible mercado concentrado e imperfecto como el de la producción de gas y petróleo, con Estados provinciales pobres y desarticulados, acordar desde la centralidad del Estado Federal con la compañía de semibandera y las otras tres majors no parece una estrategia fallida; a su favor están los resultados obtenidos y en su contra el no modificar, transparentar y acomodar el impacto macroeconómico y tarifario.

El tarifazo – Precio en boca de pozo

En este contexto imperfecto, el Gobierno optó por disminuir el costo fiscal, incorporando definitivamente el Import Parity del GNL como señal del precio en boca de pozo: a los consumidores como recurso escaso, a las petroleras para que inviertan y desarrollen los recursos convencionales y no convencionales, y a aquellos que por su cuenta y riesgo quieran importar LNG.
La referencia de Import Parity de LNG como señal de precio en boca de pozo, y el escaso gradualismo para los residenciales, es toda una definición que hace a la filosofía del Gobierno en materia energética.
Las autoridades pretenden creer que confían en que esa señal de transferencia de renta sin control despertará voluntariamente un nivel de inversión suficiente para desarrollar la producción local y, en competencia con los importadores, se logre el ambiente desregulado de competencia que “desea” la Ley de Gas. Esto no ocurrió nunca pero lamentablemente puede que ocurra; ésa es la permanente posición del liberalismo económico a lo largo de la historia petrolera del país.
Ahora bien, se conoce la renta adicional que se asigna pero no el plan de inversiones, nivel de actividad, desarrollo del No Convencional, nivel de abastecimiento y/o autoabastecimiento, plazos y metas, que plantea el MENEM con este nivel de precio en boca de pozo.
La sospecha es que ese borrador de Plan no existe; sólo hay una señal que minimiza el costo fiscal: se incentiva a las petroleras a incrementar su producción en el país, respecto de sus activos globales, sin seguimiento ni control alguno sobre ello.

El Estado

También es noble el deber de destacar que la ausencia de Plan no es una originalidad de esta Administración; el Ministerio, el Estado en general hoy no cuenta con instrumentos para dar respuestas estratégicas en materia energética.
Si bien la Argentina, como buena parte de la región, es un espacio de disputas sobre el modelo de desarrollo a aplicar, el Estado puede desarrollar mecanismos que propendan a elaborar directrices con las que la Gestión funde decisiones de mediano y largo plazo.
Por ejemplo, en Brasil, la Agencia Nacional de Petróleo conjuga el Banco de Datos Hidrocarburíferos al que todas las operadoras deben enviar sus pesquisas, testigos de pozos, desarrollos tecnológicos nacionales e internacionales, costos, producción, etc., de forma tal que el Estado conoce la prospectiva del abastecimiento en un rango que le permite a la Administración tener herramientas de decisión.
Así también, la empresa de pesquisas energéticas escanea todas las fuentes de energía, el estatus tecnológico, costos, demanda, ofertas nacionales, necesidades de importación, impronta ambiental, calidad energética, etc., de forma que nuevamente la gestión del Ministerio toma decisiones políticas sobre la base de análisis fundados en especialistas, que aun falibles son los mejores con que cuenta el Estado.
Se discutió sobre el costo de gas en boca de pozo, en ese sentido y reconociendo que el Estado hoy no posee instrumentos sofisticados como los señalados, pero la concentración de la oferta permite que el Estado y/o instrumento seleccionado pueda, en el corto plazo, establecer mecanismos para aproximarse a esa contabilidad y su proyección en un horizonte determinado.
Con ánimo de establecer una guía (que no es original sino de manual), perfectible y a ser completada, esta contabilidad tendría como mínimo que dividir el análisis en categorías y establecer criterios del tratamiento singularizado y/o integrado de los NGL (gas natural licuado) y el etano. Con la concentración de la oferta en cuatro protagonistas, seleccionar 10 unidades de producción por cada operador, que contenga los testigos de la calificación señalada o alguna más compleja, sería una medida sencilla que propendería tener herramientas para conocer el costo y su prospectiva, que alimentaran al mercado concentrado, poderoso y, por lo tanto, imperfecto; una herramienta de información, control y regulación de la administración del Estado que debe formar parte de la discusión de este segmento que representa más del 50% de la oferta energética con alta sensibilidad macroeconómica y social.
Es noble destacar que hoy más del 60% de la producción de gas es de baja presión. Loma La Lata, que fue el corazón que animó una matriz basada en gas natural, hoy produce casi el 80% en baja presión. A su vez, hace falta aumentar cerca de 40 MMm³/d por encima de los 105 MMm³/d actuales, y considerar la estacionalidad como elemento de regulación dosificada de importación para esa circunstancia.
Acotado en este análisis, una señal de precios como la pretendida referida al potencial Import Parity de LNG parece una herramienta primitiva del comportamiento liberal económico, con nostalgia de la desregulación noventista, sin considerar que ésta sólo tuvo aplicación en siete de los 23 años de la Ley de Gas, y en ese lapso el Enargas, consciente del claro mercado imperfecto y concentrado que tenemos, calculaba precios de referencia para acotar la posición dominante de las cuatro petroleras mencionadas anteriormente.
A su vez, desconoce la sensibilidad en la cadena de valor agregado en los distintos segmentos, y en particular pone en cuestión el nivel de confort que en los últimos años ha empoderado a toda la sociedad.
Desde esta lógica, y hasta no tener una prospectiva orientadora sobre el valor de expansión de la producción de gas natural del país, su impacto macroeconómico, el impacto social, la necesidad de subsidios, la necesidad de importaciones, el Plan Gas –con los matices necesarios y correcciones contextuales, traslados parciales a tarifas– resulta una herramienta adecuada para regular el incentivo productivo.
Se debe contar con un políticamente aceptable Plan B en el caso no deseado de tener que enfrentar en simultáneo el dilema o trilema de un crudo invierno o caluroso verano con inflación y eventual devaluación.
Una bisectriz razonable sería establecer un valor cercano a u$s 3 por millón de BTU para las reservas conocidas de gas convencional, que tiende a rentabilizar la producción gas natural, licuables del gas natural y petróleo, de yacimientos de gas libre de acuerdo con la envolvente de costos conocidos en la Argentina, establecer una referencia de Import Parity de GNL en la certeza de la liquidez de este mercado y la fase de precios accesibles, o polinómica que lo incluya, para los desarrollos factibles del No Convencional, establecer un gradiente de disminución de los subsidios hasta alcanzar un nivel respecto del PBI, el menor de la mitad que el actual, o el promedio de los países de la comunidad europea y/o conjunto de países que conjuguen testigos representativos, como Canadá. ©

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