El alza marcaría un salto de 32% en un lapso de pocas semanas. Alivio para las necesidades fiscales y cambiarias de Martín Guzmán. Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente de Gas y Energía de la firma semiestatal, anticipa planes de exportación.

En pocas semanas, la producción de gas no convencional de YPF en Vaca Muerta creció desde 25 millones de metros cúbicos diarios a cerca de 30 millones de metros cúbicos, de acuerdo a números de la empresa. Con esta tendencia, YPF apunta a llegar a 33 millones de metros cúbicos en agosto, un salto de 32% con respecto al promedio del primer trimestre de 2021, “algo sin precedentes en la historia reciente”, estimó Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente ejecutivo de Gas y Energía de la firma semiestatal.

La evolución de la extracción de gas resulta crucial para la empresa, cuya producción venía retrocediendo desde fines de 2018, pero también para los objetivos del Gobierno de Alberto Fernández, que necesita contener este invierno la dependencia de importaciones desde Bolivia o en la forma de gas natural comprimido (GNL) llegado por vía marítima, o, lo que es mucho más caro aún, la compra de combustibles líquidos para el funcionamiento de las centrales térmicas.

Entrevistado por la agencia estadounidense de noticias económicas REDD Intelligence, el ejecutivo se mostró cauto sobre la necesidad de una tercera fase en la licitación de producción subsidiada bajo el marco del plan gas creado por el Ejecutivo de Alberto Fernández —“es importante aumentar la producción si hay a quién venderla”— y abrió un margen de duda sobre la «razonabilidad» de construir gasoductos adicionales hacia los principales centros urbanos a un costo de US$ 2.000 millones con el fin de satisfacer el consumo durante el invierno.

Alberto Fernández junto al gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, en la presentación del nuevo Plan Gas en el yacimiento de YPF de Loma Campana, en Vaca Muerta, el 16 de octubre de 2020

YPF recibió días atrás autorización para exportar dos millones de metros cúbicos a países a Chile en los meses más cálidos y apunta a hacerlo también en invierno, aunque esto último depende de múltiples factores, informó Martínez Tanoira. En lo que ya es un clásico para los directivos de la empresa, el vicepresidente de YPF cuestionó el anterior plan de subsidios para el gas creado por el Gobierno de Mauricio Macri conocido como resolución 46, un esquema que concentró la promoción en el yacimiento Fortín de Piedra, de Tecpetrol.

Resolución y discordia

La petrolera de Techint desarrolló el proyecto de estelar de shale gas con gasto superior a US$ 1.614 millones —la principal inversión y una de las pocas a gran escala de la era Macri— y a cambio recibió subsidios por US$ 619 millones entre 2018 y 2020, informó REDD. De esta manera, Tecpetrol acaparó el 70% de los pagos de la resolución 46, mientras el resto de la industria recibía precio por millón de BTU muy depreciado por exceso de oferta y, por lo tanto, comenzó a cerrar pozos o los viró al petróleo. La resolución 46 sigue vigente.

Es importante aumentar la producción si hay a quién venderla, de lo contrario se genera una distorsión, como ocurrió en el pasado reciente

Santiago Martínez Tanoira

Como otras productoras, entre ellas Pampa Energía, Total, Shell, Wintershall, Tecpetrol y Vista, YPF obtuvo en diciembre pasado una cuota para extraer gas a un precio garantizado por la Secretaría de Energía de US$ 3,70 por millón de BTU en promedio anual hasta 2024, muy superior a los US$ 2 en el último año.

Lo que parecía la herramienta para recuperar el terreno perdido desde 2018, mostró dificultades en el primer tramo del año. Por empezar, porque YPF dejó claro ya en 2019 que iba a priorizar la producción de petróleo, cuya cotización se recuperó y es más fácil de comercializar y, eventualmente, exportar. Luego, porque una huelga con bloqueo de rutas de trabajadores de la salud de Neuquén paralizó buena parte de la producción de Vaca Muerta durante las últimas tres semanas de abril. Y tercero, ya en la forma de rumores que recorren la industria sin autor mencionable, porque mantener la producción a raya era una forma de las empresas para presionar por lucrativos subsidios adicionales.

Con ese escenario, crecieron pronósticos pesimistas sobre la dificultad para cumplir con los objetivos del plan gas de producir 70 millones de metros cúbicos diarios desde Vaca Muerta y 26 millones desde la cuenca austral para satisfacer la denominada demanda prioritaria, es decir, consumo residencial y de algunos sectores estratégicos, que forma parte de los hasta 175 millones cúbicos diarios que consume la Argentina en los días más fríos del año, entre hogares, industrias y centrales térmicas.

De acuerdo a los números de Martínez Tanoira, la producción de gas en la Argentina alcanzó en los últimos días los 117 millones de metros cúbicos, contra 113 millones de metros cúbicos en junio de 2020, año condicionado por la pandemia. En la cuenca neuquina, donde se encuentra Vaca Muerta, la producción llega ahora a 79 millones de metros cúbicos, contra 72 millones de hace un año. El ejecutivo de YPF ve probable que, con “otro escalón más” en la producción, se complete la capacidad instalada de transporte de gas desde Vaca Muerta de 86 millones de metros cúbicos.

Entre 2018 y 2021, YPF perdió cerca de 10 puntos de su participación en el mercado de la producción de gas —desde cerca de 38% a 27%— y dejó de ser la principal operadora en beneficio de Total Austral. ¿Es una meta de la petrolera estatal recuperar el terreno perdido? “El objetivo de YPF es desarrollar una industria sostenible. Es importante aumentar la producción si hay a quién venderla, de lo contrario se genera una distorsión, como ocurrió en el pasado reciente, cuando se le garantizó a un productor un precio alto mediante un subsidio (en referencia a Tecpetrol). Eso dañó el mercado e hizo bajaran mucho los precios a excepción del subsidiado”, dijo el vicepresidente de YPF a REDD.

Martínez Tanoira señala como un aspecto distintivo que la matriz de generación térmica argentina sea abastecida principalmente con gas, “lo que es muy bueno porque no usa carbón y otros combustibles que complican los objetivos contra el efecto invernadero”. Países centrales de Europa se debaten cómo reducir la dependencia del carbón vía la cada tanto riesgosa generación nuclear y la todavía cara energía eólica.

¿Más gasoductos o un esquema de importación?

Funcionarios de todos los gobiernos, analistas, consultores y sectores de la industria se debaten sobre la necesidad de construir o ampliar gasoductos hacia grandes ciudades —debido a su extensión y matriz energética, la Argentina es ya uno de los países del mundo con mayor extensión de ductos de gas— como forma de canalizar la producción proveniente de Vaca Muerta, cuyo potencial es enorme. “Hay que analizar si es razonable realizar una inversión de USD 1.500 millones o USD 2.000 millones para satisfacer una demanda alta de tres meses en el año, o si es más eficiente mantener un esquema de importaciones desde Bolivia y como GNL con dos centrales de regasificación importantes en los puertos de Bahía Blanca y Escobar”, dijo Martínez Tanoira a REDD. En cualquier escenario, lo que hay que evitar, coincide el funcionario de YPF, es la importación de diesel u otros combustibles líquidos para abastecer a centrales térmicas a un costo que duplica el del GNL, que es el gas más caro.

Otro eterno plan B es construir un puerto transformador en Bahía Blanca para que sea la Argentina la que exporte GNL. Tiene un costo, para empezar a hablar, 3.000 millones de dólares. Quizás la ley de hidrocarburos que YPF mira de cerca diga algo al respecto.

Fuente: REDD Intelligence

Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente de Gas y Energía de YPF