Hay señales en el sector que empiezan a ser auspiciosas para el equilibrio de las cuentas externas y la escasez de dólares. Todo en medio de una recomposición tarifaria que, aunque necesaria, no deja de ser traumática.

La energía todavía se asume como parte del problema económico. El populismo energético entrampó este sector capital intensivo en el corto plazo y durante un tiempo vamos a seguir hablando de cortes de luz, consecuencia de días de calor, o de cortes de gas, consecuencia de días muy fríos. Todo en medio de una recomposición tarifaria que, aunque necesaria, no deja de ser traumática.

Pero ya hay señales en el sector que empiezan a ser auspiciosas para el equilibrio de las cuentas externas y la escasez de dólares. Según estimaciones propias, en el 2024 el balance comercial energético va a tener un superávit de entre 6.000 y 7.000 millones de dólares.

El año pasado se había recuperado el equilibrio (déficit de 13 MMUSD), pero en 2022 hubo un déficit en el balance energético de 4.359 millones de dólares. Ese déficit alcanzó un pico en el 2013 de 6.902 millones, cuando en el 2006 mostraba un superávit de 6.081 millones de dólares (valores corrientes).

Este año, a partir del desarrollo de los recursos no convencionales (shale oil, shale gas) el sector comienza a mostrarnos su potencial productivo y a aportar divisas con saldos exportables que van a impactar en los equilibrios macroeconómicos.

Ahora bien, para pasar de los 650.000 barriles día de petróleo que producimos hoy, a 1.2/ 1.5 millones hacia fines de la década, desarrollando también el gas para la región y el GNL para el mercado internacional, hay que realizar ingentes inversiones en desarrollo y producción de petróleo y gas, y en infraestructura y logística para evacuar los hidrocarburos articulando una cadena de suministro externa confiable y segura (todavía sobrevuelan los fantasmas del corte repentino de las exportaciones de gas a Chile en el 2004 para reorientar la producción al mercado doméstico).

La inversión aguas arriba en explotación deberá sumar a los 7.000 millones de dólares del presente, unos 5.000 millones adicionales por año (más perforaciones y pozos en producción). Hasta cierto punto, la explotación de petróleo es dependiente de la explotación de gas. Como lo recuerda uno de los profesionales con más experiencia en el sector: “para producir más petróleo en Vaca Muerta hay que asegurar la evacuación de creciente producción de gas asociado”.

Si Vaca Muerta puede producir hacia el fin de la década entre 1 y 1.2 millones de b/d, habrá que encontrarles mercado a millones de m3/día de gas asociado al petróleo. De allí la necesidad de evaluar la factibilidad (las señales de la demanda internacional son favorables) de un proyecto de exportación de GNL por barco, que podría ir escalando desde los 15/17 millones de m3/día hasta los 60/70 en la próxima década.

Una inversión estimada en unos 16.000 millones de dólares que, con gasoductos dedicados al proyecto y otras instalaciones, algunos elevan a los 20.000 millones. Pero en el tránsito a esa posible mega obra hay varias otras inversiones pendientes para asegurar el desarrollo intensivo del gas natural para el mercado doméstico y el mercado regional.

Hay que terminar las plantas de compresión en el primer tramo del gasoducto que une Tratayén con Salliqueló para aumentar la capacidad de transporte de 11 a 22 millones de m3/día; licitar la construcción del segundo tramo de ese gasoducto troncal uniendo Salliqueló con San Jerónimo en Santa Fe (la capacidad de transporte aumenta a 40 MMm3/día), lo que permitirá aprovechar parte de la capacidad ociosa del gasoducto GNEA y potenciar exportaciones a la región (Brasil, Uruguay, Chile); y ejecutar las obras de reversión del gasoducto del Norte (3 etapas, con 10, 19 y 29 MM m3/día) que permitirán abastecer con gas de Vaca Muerta esa región hasta ahora dependiente del suministro boliviano.

Se señala con razón que semejantes desafíos deberían formar parte de una estrategia de largo plazo para el sector, con un programa que explicite los lineamientos de política energética y las reglas convocantes del rol excluyente que tendrá la inversión privada.

El RIGI de la Ley Bases ayuda sobre todo como señal de estabilidad tributaria (con algunos incentivos impositivos) en un negocio donde la inversión depende de la apropiación y distribución de la renta de un recurso natural; renta que surge como diferencia entre precios de referencia internacional y costos (donde los gravámenes tienen un rol significativo).

Pero tan importante como la estabilidad fiscal en el estímulo inversor, es la internacionalización del mercado petrolero doméstico para que desaparezcan los “barriles criollos” con precios internos y retenciones fijados con discrecionalidad por algún funcionario de turno. Así se hará realidad el objetivo de competencia y de maximización de la renta petrolera también planteado en la Ley Bases.

En el mes de mayo pasado las paridades de exportación del crudo se redujeron tras la caída del Brent de referencia, a 76,50 dólares por barril para el crudo Medanito, y 77,43 para el Escalante. Con estas cotizaciones, el divorcio de los precios domésticos con los internacionales queda por debajo de 8,50 dólares por barril en el Medanito, y 4,70 en el Escalante.

A su vez, a partir de junio, y tras un ajuste de precios del 3,5% y 2,3% respectivamente para nafta y gasoil, sumado a la reducción de los precios de estos productos en el mercado mundial, las paridades de importación se han acercado tanto para la nafta como para el gasoil.

La distorsión de los precios domésticos con sus referencias internacionales alcanza valores mínimos. La internacionalización del mercado del crudo y de los productos está más cerca y es alcanzable.

Siguen pendientes en la agenda exportadora general, la estabilización macro, la eliminación del cepo, y la convergencia a tasas de riesgo país similares a las de nuestros vecinos.

Fuente: Daniel Montamat es ex secretario de Energía y ex presidente de YPF para Clarín