Sostienen que además de las mayores inversiones, los nuevos pozos tienen un lapso de producción mucho más largo, de hasta 30 años; y que la mayoría de las concesiones, ya extendidas por 10 años, comenzarán a vencer “tan pronto” como en 2016. El argumento es que para invertir necesitan mayor seguridad. Desde la provincia afirman que es demasiado pronto para el planteo y que sólo se negociarán extensiones “calzadas” con nuevas inversiones. El cálculo de los costos de producir localmente versus seguir importando

Esta semana, algunas operadoras con proyectos en hidrocarburos no convencionales le reafirmaron al ministro de Planificación Federal, Julio de Vido, la voluntad de invertir 1.150 millones de dólares. La cifra parece alta, pero no lo es tanto, pues se trata de programas de “largo plazo” de las empresas Apache, Exxon, AES y Pan American Energy, de los que sólo 120 millones vendrían a la provincia. Estos valores contrastan tanto con la importancia de Neuquén dentro de la producción nacional de hidrocarburos, como, por ejemplo, con los 1.400 millones  de dólares que el sector terminará invirtiendo este año, globalmente, en la provincia.

Según los números que manejan en la subsecretaría de Hidrocarburos para 2012 esta cifra, fundamentalmente de la mano de las demandas para gas y petróleo de arenas y arcillas compactas, se incrementará entre el 15 y el 20%. Otra vez, los números son importantes, pero no lo suficiente para satisfacer el aumento de la demanda de energía en el contexto de la expansión del déficit sectorial. En los primeros 8 meses de 2011 las importaciones del rubro “Combustibles y lubricantes” crecieron el 113% y sumaron 6.865 millones de dólares.

Faltantes
Que la energía producida localmente frente a un producto que no deja de crecer no alcanza no puede ser más claro. El gas local hace tiempo que es escaso, lo que abrió las salidas de importar desde Bolivia más el complemento del gas licuado (a través de los llamados buques metaneros). Junto a esta importación también aumentó fuertemente la de combustibles sustitutos (del gas natural) para la generación eléctrica, como fueloil, gasoil y carbón. Generalmente no se recuerda que, en promedio, el precio de estos sustitutos es todavía mayor al del gas boliviano y el licuado. En 2010, por ejemplo, se importaron 1,67 millones de m3 de gasoil; 2,26 millones de toneladas de fueloil  y alrededor de medio millón de toneladas de carbón. Si estos volúmenes se calculan a los precios de la “Costa del Golfo de México” suman 969 millones de dólares de gasoil, 1.222 de fueloil y 125 de carbón; un total de 2.316 millones de dólares sin contar transporte y costos de internación. El cálculo preliminar es que en 2011 esta cifra superará holgadamente los 3.000 millones de dólares, lo que ya se observa en los datos del balance comercial. En cuanto al gas, en 2010 se importaron 1.518 millones de m3 desde Bolivia y 1.653 millones de GNL, lo que significó un saldo negativo de alrededor de 800 millones de dólares sólo en gas.

Recursos propios
Si se considera que Argentina dispone de los recursos para autoabastecerse de combustibles, que como se informó en su momento es el tercer país del mundo en reservas de gas no convencional parece claro que las señales de precios no funcionaron. Las petroleras locales dicen, desde sus intereses, pero con razón, que el crecimiento del PIB de los últimos años se asentó en combustibles baratos. También destacan que si bien el bajo costo favoreció a los usuarios, también fue un incentivo para producciones de escaso valor agregado y alta demanda energética, como los granos y oleaginosas. Pero lo más complicado en términos no sólo de la microeconomía de las petroleras, sino de la macroeconomía, es la nueva dependencia de la importación de energía, que afecta el balance de pagos y que, si continúa, puede convertirse en una traba estructural.

En las jorndas de Producción, Transporte y Tratamiendo de Gas realizadas a comienzos de septiembre en Neuquén por el IAPG, el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas, se expusieron los costos de llegar a producir localmente buena parte de lo que hoy es necesario importar. Sobre datos de la perforadora Schlumberger se destacó que en Estados Unidos se necesitaron entre 15 y 18 mil millones de dólares en 5 años para incrementar la producción en 2,64 TCF/año; lo que haciendo las cuentas da poco más de 77 millones de m3/día  (1TCF = 28.300 MM m3).

Para comenzar a producir la mitad, 38 MM m3/día, se necesitan en Estados Unidos 3.400 millones y en Argentina se calcula entre un 30 ó 40%, hasta unos 4.700 millones de dólares. Es interesante comparar esta cifra, que por supuesto es susceptible de ser ajustada, con el déficit energético que muestra el balance comercial en los primeros 8 meses del año.

Tiempos
Luego viene la segunda cuestión, que es cómo incentivar estas inversiones para sustituir importaciones. Actualmente, como señalan con exceso de optimismo desde la subsecretaría de Hidrocarburos, existe un proceso de inversiones en marcha. La pregunta es por qué no se acelera en función del déficit externo ya existente.

En las jorndas del IAPG se destacó que con el actual precio de entre 5 y 6 dólares el millón de BTU entre el 50 y el 55% de los proyectos son viables; más si, como sucedió en muchas de las perforaciones realizadas, también se encuentra petróleo. El precio, entonces, no sería una limitación para acelerar. Pero las empresas tienen nuevos argumentos: sostienen que las explotaciones no convencionales, además de ser más caras y demandar más pozos, también tienen una vida más larga, de hasta 30 años. Agregan que las actuales concesiones renegociadas y extendidas por 10 años comenzarán a vencer a partir de 2016. En consecuencia, para asegurarse el recupero de las inversiones necesitan concesiones más largas.

Sustitución de importaciones
E&E consultó a una alta fuente de la Secretaría de Recursos Naturales y Servicios Públicos acerca de la nueva demanda empresaria. El funcionario descartó de plano que se esté evaluando esta posibilidad, a la que consideró “muy prematura”, pero agregó también que la provincia siempre hará todo lo necesario para asegurar las inversiones. “Cualquier empresa que quiera invertir y se sienta insegura con los plazos que le restan de concesión no tiene más que plantearlo y nosotros encontraremos una solución”, explicó. “Pero siempre cualquier extensión deberá estar calzada con inversiones”, completó.

Más allá de la buena voluntad de la provincia, en la que el sector privado dice reconocer “un buen clima para las inversiones”, la combinación de déficit comercial energético, existencia de abundantes recursos potenciales y un horizonte macroeconómico de restricción externa supone la necesidad de un abordaje más consistente y estratégico del gobierno nacional en materia de sustitución de importaciones.

Déficit energético

Esta semana se conocieron las cifras del comercio exterior para los primeros dos tercios del año. De la lectura de los números surgen dos datos centrales:

El primero es la reducción progresiva y tendencial del superávit. Exportaciones e importaciones fueron récord. Se vendieron al exterior 55.594 millones de dólares, 25% más que en igual lapso de 2010, y se importaron 48.497 millones, 38% más que un año antes. El saldo positivo de los primeros 6 meses fue de 7.098 millones, lo que marcó una caída interanual del superávit del 23%.

El segundo es el espacio ocupado en esta caída del superávit por el déficit del sector energético. Siempre en los primeros 8 meses del año se exportaron “combustibles y energía” por 4.013 millones de dólares, 3% menos que un año antes y básicamente petróleo crudo, y se importaron por el rubro “combustibles y lubricantes” 6.865 millones; 113% más que en igual período de 2010. Estas compras incluyen gasoil, gas natural licuado y fueloil.

La Mañana Neuquén