16.01.2018 – CLARÍN (BUENOS AIRES, ARGENTINA)
Alcadio Oña – Empujado sobre todo por el recorte en la producción de la OPEP y por los menores stocks acumulados en Estados Unidos, el precio internacional del petróleo alcanzó estos días los registros más altos en tres años. Y ha subido cerca del 30% desde comienzos de 2017. Según como se la mire, una buena noticia y varias noticias preocupantes a la vez. El lado si se quiere bueno del rally es que un barril a 64/69 dólares puede resultar un potente aliciente para que las compañías incorporen nuevos pozos de explotación, después de reducirlos notoriamente durante los últimos meses. Y también que estimule inversiones tanto en Vaca Muerta como en energías alternativas. Un costado favorable añadido sería remontar la producción perdida el año pasado: el 6,4% entre enero y noviembre, según datos privados
tomados de fuentes oficiales. Otro, que la mayor actividad pueda poner fin a la ola de despidos en la industria petrolera o, mejor aún, que sirva para recuperar fuentes de trabajo bloqueadas. En el medio flotan inquietantes conflictos gremiales e inquietantes efectos sobre las economías involucradas. También de acuerdo al lugar que cada cual ocupe detrás del mostrador resulta el signo de otras noticias que acompañan al salto que pegó la cotización del crudo. Es el caso del nuevo aumento en el precio de los combustibles que ya comenzó a instalarse en el mercado. Liberado desde el primero de octubre, la mezcla de petróleo más caro y suba del dólar justificaría el ajuste que impulsan las compañías productoras y su traslado desde las refinadoras a las estaciones de servicio.
El ministro de Energía, Juan José Aran- guren avala la movida, pero choca contra el planteo de otros funcionarios que pisan fuerte y han colocado la lupa en el impacto inflacionario. Un 6%, como dice el número que empezó a circular, se agregaría a la batería de incrementos en la electricidad, el gas, los transportes, el agua y a otros que aparecen el horizonte cercano. En cálculos de algunas consultoras, la suma de todas las partes podría derivar en una inflación del 7,5 al 8% al cabo del primer cuatrimestre. O sea, la mitad de la pauta anual que acaba de fijar el Gobierno. Eso es finalmente lo que hay en juego, aunque las petroleras aleguen que ni la devaluació n ni la trepada del precio internac io na l son culpa suya. Y junto a eso asomó la posibilidad de que mediara la decisión política de intervenir y de ponerle cierto marco a los aumentos. En los hechos, que las compañías absorban al menos parte de los movimientos. Desde el sector minimizan los coletazos sobre el consumo interno, basándose en estadísticas muy recientes. Dicen que pese a los aumentos, entre enero y noviembre la demanda de nafta súper creció 3,5%; un 20,3% la de premium, que hoy representa un tercio del total, y 5,2% la de gasoil. Traducido: el mercado tiene con qué bancarse las subas.
Dependencia de la energía importada, se llama un costo que corre parejo al mismo fenómeno. Además de los combustibles, dependencia del gas natural y del gas natural licuado que la Argentina tampoco produce en vo- lúmenes acomodados a sus necesidades o redondamente no produce. Según las últimas cifras del INDEC, durante los primeros once meses del año pasado el déficit del intercambio comercial energético ascendió a US$ 3. 124 millones, contra US$ 2. 911 millones del mismo período de 2016. Las importaciones aumentaron 12%, pero en noviembre pegaron un brinco nada menos que del 45%, reflejando de lleno la escalada del precio internacional. Para mayor abundancia, la cotización en el mercado de futuros del crudo anota valores bastante superiores a los que hubo de mayo a julio pasados. Si prefiere, describe nubarrones intensos a muy corto plazo. Nada existe aquí que no sea pariente de la caída en la producción interna de gas y petróleo, ni de la crisis energética amasada a lo largo de la larga era kirchnerista. Causa y consecuencia: no bien la actividad económica repunta recrudece la dependencia exterior. Proyecciones de expertos privados ya descuentan, para este invierno, un incremento del 20% en las importaciones respecto de las cuentas del último invierno. Algunos de ellos han empezado a estimar, además, cuál sería la factura fiscal que surge del nuevo escenario energético y cómo podría cubrirla el Ministerio de Hacienda. Aunque suene a arriesgar demasiado, piensan en correcciones a las tarifas de luz y gas por arriba de las previstas. Otro registro de este noticiero también quita más de lo que suma. Así las exportaciones del complejo sojero resulten tres o cuatro veces mayores a las compras de insumos energéticos, el punto es que la mejora de sus cotizaciones ni siquiera se aproxima a la que acumuló el petróleo. por donde se mire hay dólares. Y dólares que el país no genera en la magnitud que precisa, como lo prueba el saldo del balance comercial completo: el año pasado habría cerrado con un rojo cercano a US$ 9. 000 millones y en 2018 podría rondar US$ 10. 000 millones. Obvio de toda obviedad, si algún ahorro es posible ese ahorro no está en las divisas de las importaciones energéticas.
16.01.2018 – LA NACIÓN (BUENOS AIRES, ARGENTINA)
Emilio J. Apud – La irrupción de una nueva conciencia colectiva global sobre el concepto ambiental y las consecuencias que puede acarrear a la vida sobre el planeta un desarrollo no sustentable han provocado el inicio de un cambio de paradigma energético arraigado durante más de un siglo y medio: el del protagonismo de los hidrocarburos (HC) en sus formas de carbón, petróleo y gas, que significan hoy más del 80% de la matriz energética mundial. La gran difusión de consecuencias apocalípticas por un aumento de la temperatura en la Tierra y la convicción casi dogmática de que su causa principal es un subproducto de la combustión de origen fósil, el CO2, también llamado anhídrido carbónico, fueron suficientes para decidir avanzar hacia una matriz energética global sin HC. La opinión pública mundial y gran parte del ámbito académico han asumido que el máximo responsable del cambio climático es el CO2 y, por lo tanto, los principales países han dictado el acta de defunción para los HC, al menos para quemarlos, ya que también son insumo en la industria química. La única duda subyacente es en qué momento de este siglo ocurrirá. Ya hay múltiples teorías que comprenden plazos de entre 30 y 50 años a partir de ahora. En mi opinión, sería razonable pensar en una transición no inferior a 50 años, teniendo en cuenta que reemplazar el 80% de la producción energética actual a base de HC por energías que no emitan CO2, en particular de carácter renovable, es un desafío tecnológico y económico mayor que lleva implícitos intereses de peso que han influido en la longevidad de la era de los HC, no compatible con la revolución tecnológica de las últimas décadas.
En donde sí hay consenso es en considerar el gas natural el combustible estrella durante la transición hacia cero HC, por ser el menos contaminante y por las facilidades para su transporte en forma líquida o gas natural licuado (GNL) por barcos. Si bien nuestro país lo tiene en abundancia, deberemos manejar bien los tiempos, los costos y los condicionantes del mercado internacional para poder transformarlo en valor antes de que deje de tenerlo. Vaca Muerta (VM) cuenta con un recurso gasífero de 583 TCF (unidad de volumen) cuando la demanda anual de gas en la Argentina no llega a 1,9 TCF e importamos el 30% de nuestras necesidades y prácticamente no exportamos. Para tener una idea de los desafíos que plantearía un desarrollo razonable de la riqueza gasífera de VM asumiremos algunas hipótesis preliminares: del recurso se podrán extraer económica y técnicamente 250 TCF, aunque este volumen dependerá de la velocidad con que se extraiga, ya que con el tiempo los precios internacionales bajarán y alcanzarán niveles que harán inviable seguir produciendo; la demanda interna crecerá 2,5% promedio anual y consumirá 200 TCF en los próximos 50 años; la exportación regional accesible será de unos 25 TCF; la oferta de gas convencio na l disponible será de 30 TCF. Bajo estas hipótesis, al finalizar el período de transición quedarían bajo tierra 55 TCF sólo en VM, unos 100. 000 millones de dólares, salvo que lográramos una competitividad tal que nos permitiera acceder al mercado mundial de GNL. Debemos tener en cuenta que no se están considerando en este ejercicio 110 TCF extraíbles de «otras» VM en territorio argentino, que podrían aportar 230. 000 millones de dólares si tuvieran mercado.
La secuencia probable para colocar la producción del gas de VM bajo estas hipótesis sería entonces la siguie nte : en cinco años las importacio ne s se reducirán al mínimo económicamente necesario para abastecer la demanda local. Es necesario aquí aplicar el concepto de «abastecimiento seguro a los menores costos» en vez de «autoabastecimiento a cualquier costo», en particular porque nuestra demanda de gas es de una estacionalidad muy marcada por la gran influencia del consumo residencial, que se multiplica hasta ocho veces en invierno con respecto al verano. Esto hace que si quisiéramos autoabastecernos los costos que finalmente pagaríamos serían muy altos, al tener que cubrir inversiones subutilizadas durante nueve o diez meses al año. Por tal razón sería más económico cubrir los picos estacionales con importaciones. Una vez satisfecha de esa manera la demanda doméstica será necesario recuperar y desarrollar mercados en los países vecinos, en particular Chile, Brasil y Uruguay, y esto ocurriría entre el quinto y el décimo año, es decir, antes de 2028.
Finalmente, para poder colocar el remanente de 55 TCF, hacia 2030 deberíamos haber alcanzado la competitividad necesaria para exportar GNL. Esto significará producir gas en yacimiento a costos más bajos que en el resto del mundo, dado que nuestra ubicación geográfica implica fletes superiores a la media internacional. Para implementar estas hipótesis y desarrollar en VM gas en 50 años, será necesario invertir 520. 000 millones de dólares, que generarán una renta de 400. 000 millones de dólares, asumiendo que se coloca la producción a un promedio de 3,6 dólares el millón de BTU. La magnitud de estas cifras con alta probabilidad de ocurrencia nos obliga a no improvisar y a olvidarnos del cortoplacismo. La transición comprendería 11 períodos presidenciales a partir de 2023 y el impacto económico que producirán tanto la afluencia de capitales operativos como la utilización de la renta que percibirá el Estado -unos 200. 000 millones de dólares- habla de la necesidad de acordar una política de Estado que garantice ese desarrollo. Descuidar el impacto provocado por un masivo ingreso de capitales, en gran parte en divisas, puede ocasionar trastornos a la economía y afectar las exportaciones por sobrevaluación de la moneda local.
Pero más importante aún es empezar a definir ya el destino de esa inmensa renta petrolera estatal que en los próximos 50 años podría aportarle al Estado entre 200. 000 y 320. 000 millones de dólares. Mal manejada, una renta de tal magnitud conduce a Venezuela, Libia o Nigeria. Para evitarlo, habría que establecer por ley que esa renta se «invertirá con fines específicos» y terminar así la manía irresponsable de destinarla en gran medida a gasto corriente. Hay experiencias exitosas para adoptar, como las del Reino Unido y Noruega al descubrir los inmensos yacimientos del Mar del Norte. Nosotros deberíamos adecuar esas experiencias al caso de VM y, considerando las particularidades de nuestro país, crear por ley un fondo soberano con dos destinos específicos: infraestructura, para recuperar décadas de desinversión y lograr el nivel necesario que requiere el desarrollo de nuestro país, y conocimiento, para llevar la inteligencia de nuestra sociedad a los niveles de los países más avanzados del mundo. El desarrollo del conocimiento en una sociedad es el capital que más valoran las naciones exitosas. Comprende múltiples etapas y disciplinas, como la nutrició n materno- infa nt i l, la educación, las neurocie nc ias, la tecnología, la innovac ió n, la investigación, la creatividad, la nivelación a la academia global, etc. Todos temas que llevan implícitos tiempos e inversiones de tal magnitud que tornan el proyecto del conocimiento en transgeneracional. Pero habrá que hacerlo antes de que el gas pierda valor en el mundo. Ingeniero industrial, director de YPF, ex secretario de Energía y Minería
