Mantener los precios locales alineados con el valor internacional es una premisa clave para las petroleras. La voluminosa deuda que deben asumir para alcanzar los objetivos.
“No tiene sentido decir que los recursos hidrocarburíferos de que dispone el país alcanzan para atender la demanda local de petróleo por más de un siglo, y en el caso del gas natural, por dos siglos. No tiene sentido porque Vaca Muerta, su explotación, está concebida como un proyecto exportador, no para atender las necesidades internas”, sentenció un alto directivo empresario del sector.
Esa prioridad exportadora, compartida por las autoridades del actual gobierno y los responsables de las empresas productoras de hidrocarburos, significa dejar a un lado otras prioridades, como podría ser una plataforma de desarrollo industrial en base a energía barata (adecuando el precio de la misma a los costos de producción, en lugar de pagarla a la paridad del precio internacional). Pero no es ese el camino bajo el esquema vigente.
“El sostenimiento de precios locales alineados con los valores vigentes en los mercados internacionales es un elemento central para expandir los niveles de inversión y, con ello, alcanzar el pleno aprovechamiento de los recursos que posee el sector”, manifiesta un documento de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) difundido en las últimas horas.
Las industrias y consumidores argentinos están condenados a pagar por el gas y los combustibles el valor que determine el precio internacional bajo este esquema, al igual que si se tratara de un país importador.
La posición del sector empresario petrolero es que los beneficios del crecimiento de Vaca Muerta para los sectores manufactureros y los ciudadanos argentinos no provendrá del acceso a energía más barata, sino por vía indirecta.
“Un sector energético en expansión permitirá reducir aún más el déficit fiscal, disminuir el costo de suministro y conformar una balanza comercial y cambiaria crecientemente superavitaria”, postula el documento de CEPH citado. Cuando habla de disminuir el costo de suministro, la referencia es a la sustitución de la importación de GNL por la producción de gas natural local –disponible en la medida en que se construyan los gasoductos necesarios para su transporte–,
Al mismo tiempo, le atribuye a la reducción del déficit fiscal, y al superavit de la balanza comercial y cambiaria, el mérito suficiente como para impulsar por sí solos una mejora en la calidad de vida de los argentinos. En esto, tampoco hay diferencias con el modelo sustentado por el gobierno, aunque los resultados de esta política –en la actualidad y en antecedentes pasados no tan lejanos– lo desmientan.
Escenarios futuros
La evolución esperada por el sector empresario de Vaca Muerta es auspiciosa. Estiman que impulsaría la producción nacional total de petróleo de los 810 mil barriles diarios de 2025, a 999 mil en 2030 y 1,2 millones de barriles para 2035 en un escenario “moderado”. Mientras que en un escenario “expansivo” se podrían alcanzar producciones de un millón 140 mil barriles diarios en 2030 y de un millón 688 mil en 2035. En este último caso, más que duplicando la producción actual en diez años.
Este escenario “expansivo” supondría que la producción no convencional (shale), que hoy representa el 62 por ciento del total nacional, se elevaría al 78 por ciento en 2030 y llegaría al 88 por ciento en 2035. Es decir, un millón 665 mil barriles tendrían origen en el shale oil.
En términos de balanza comercial energética, partiendo de un saldo positivo de 7829 millones logrados en 2025, en un escenario moderado se estima alcanzar un resultado neto de más de 14.500 millones en 2030 y arriba de 18.500 millones de dólares para 2035. Sería el resultado de exportaciones por 22.400 millones e importaciones por 3.800. “Siempre se necesitará seguir importando algo de nafta y gasoil, no prevemos construcción de nuevas refinerías, pero sí mejoras en eficiencia de las existentes”, apuntan.
En el escenario expansivo, el saldo energético iría a u$s 24.600 millones en 2030 y se estiraría a casi 37.700 millones en el 2035.
Las exigencias de inversión
Pero ese objetivo de máxima tiene un fuerte requerimiento de inversiones anuales, según el estudio de CEPH. Sólo en 2026 requeriría aportes de capital por casi 13.000 millones de dólares, que trepan a 21 mil millones en 2027, considerando globalmente las inversiones en petróleo, gas e infraestructura. En los tres años siguientes, la inversión debería oscilar en torno a los 19.000 millones por año, y bajar a 14.000 millones en 2031 para ascender luego, paulatinamente, hasta unos 17.700 millones en el año 2035, hasta donde llega la proyección de una década del estudio de CEPH.
El objetivo de sumar 91 mil millones de dólares en los próximos cinco años, sólo en hidrocarburos, es más que ambiciosa. Carlos Ormaechea, presidente de CEPH, ante la consulta de si la exigencia de inversiones no es un cuello de botella para el sector, responde que “el financiamiento es una restricción dura, siempre habrá necesidad de financiamiento externo, porque el cash flow (flujo de caja, los recursos que surgen de la propia actividad, N. del R.)es insuficiente para cubrir las necesidades de inversión”.
Los datos del primer trimestre del año indican que las empresas del sector energético explican el 47 por ciento de la emisión de obligaciones negociables en divisas (títulos de deuda emitidos para captar fondos). Entre las emisiones más destacadas figuran las de YPF, Pan American Energy y Pampa Energía, a las que se suma una emisión de Vista Energy por 500 millones de dólares en los primeros días de abril.
El impacto de la Guerra
Aunque el informe de la CEPH fue realizado antes del ataque a Irán que inició el actual conflicto, sus autores consideran que no varían significativamente las estimaciones. No obstante, la entidad hizo una corrección sobre el precio del barril esperado, entendiendo que los valores recuperarán paulatinamente su normalidad pero a un nivel más alto que los anteriores al conflicto. Refirieron que si el precio promedio esperado para 2027 era, en la proyección hecha en noviembre pasado, de 62 dólares para el barril Brent, ahora ese valor trepa a 75 dólares.
El conflicto en Medio Oriente no sólo afectará por vía de precios a la actividad petrolera en Argentina. “Estamos frente a una destrucción de la capacidad de licuefacción en Qatar, por ejemplo, que va a requerir un proceso de reconstrucción no prevista que puede demandar de dos a tres años”, indicó Ormaechea.
“Son las mismas obras y servicios que necesitamos en Argentina”, agregó, lo cual podría suponer algún grado de dificultad por la falta de abundancia de proveedores para dichas prestaciones. “Van a ser más caras, y menos sencilla la disponibilidad”, sugirió otra fuente del sector.
En cambio, hay otra consecuencia del conflicto en el Golfo que puede resultar indirectamente beneficioso para la actividad en Vaca Muerta. “Ahora se valora mucho la seguridad de suministro, es decir que no haya riesgo de inconvenientes en la zona de producción ni en su traslado, y en el mismo sentido contar con diversidad de fuentes de suministro. Son cuestiones que hasta el conflicto de Irán no eran siquiera un tema en el sector”.
En la visión de las empresas productoras, Argentina pasa a tener una ventaja relativa, por la distancia de la zona de conflicto y por las rutas de transporte del suministro, que tampoco presentan riesgos. Esto, suponen, artraerá inversiones pero también un mayor atractivo para proveer financiamiento.
