Vaca Muerta ¿Segundo Round?

Miércoles 12 julio 2017
Cristian Folgar Cristian Folgar

Tiempo antes de la expropiación del 51 por ciento de las acciones de YPF -hasta entonces en manos de la española Repsol– empezó a hablarse de Vaca Muerta y de su potencial. 

Después de la expropiación, a mediados del 2012, el gobierno de ese momento se aferró a dicha formación geológica como la gran oportunidad nacional para “dar vuelta la situación del sector energético”.

La dotación de recursos potenciales, su ubicación en una zona ya productora de hidrocarburos, los “altos” precios del sector a nivel internacional en ese momento, el país y una región importadora del commodity eran factores que avalaban la esperanza de una “rápida expansión” de la actividad tendiente a aprovechar estos recursos.

Sin embargo, nada de ello pasó hasta ahora. Es cierto que se firmaron algunos contratos. Tan cierto como que los mismos todavía no han pasado de las primeras etapas.

En el caso particular de YPF, inició un agresivo plan de inversiones tan mal diseñadas y de tan baja productividad que hoy la empresa presenta serios problemas financieros, por la carga de los intereses a pagar por deuda tomada para realizar inversiones de nulo o bajísimo retorno.

Parte del alto costo de los combustibles líquidos que pagamos hoy en lossurtidores se explica por los problemas financieros de YPF.

Hoy la explotación de hidrocarburos no convencionales: i) goza de beneficios fiscales y regulatorios, ii) acordó un convenio laboral específico adaptado a esa actividad, iii) se beneficia con un programa de incentivos a la producción de gas natural, proveniente de explotaciones no convencionales en la Cuenca Neuquina, que garantiza un precio aún más alto que el que paga la demanda interna; iv) los precios en boca de pozo del mercado interno, aún sin considerar los incentivos, son más altos que en otras latitudes.

Pareciera que “las bases” estarían dadas para que las empresas aceleren sus inversiones. Sin embargo, hasta ahora ello no fue así. El nivel de actividad en el upstream está todavía por debajo del verificado en 2013/2014. Algunas explicaciones para ello podrían ser: i) independientemente de los altos precios de corto plazo que muestra el mercado interno, los inversores descuentan que van a converger a valores más bajos a futuro y utilizan esos precios bajos en sus evaluaciones de inversión, ii) todavía el mercado de gas natural no terminó de acomodarse a la nueva situación, como los precios en boca de pozo están fijados por resoluciones del regulador, los inversores quieren ver primero si el Poder Ejecutivo “cumple” para luego ser más agresivos con sus planes, y iii) no creen que el mercado interno presente demanda insatisfecha para más proyectos que los que ya están lanzados (aún cuando se encuentren en distinto estado o grado de avance).

Obviamente, no existe una sola razón por la cual aún la explotación de los convencionales no haya adquirido la magnitud tantas veces prometida o deseada, cada operador o inversor puede tener un “vector” de razones distinto.

El sector energético no se destaca por tomar decisiones en función de una coyuntura particular y las empresas tienden a mirar las tendencias globales del sector, tanto a nivel local como global.

El nuevo gobierno ya está llegando a la primera mitad de su mandato y, en ese sentido, es lógico pensar que los inversores hayan usado este tiempo para “medir” hacia donde quieren ir las autoridades (ya a esta altura no tan nuevas).

¿Qué más podría hacerse desde el punto de vista regulatorio para maximizar las posibilidades del “despegue” de la producción de no convencionales con la formación Vaca Muerta a la cabeza?

Quizás una cuestión para empezar a trabajar es “ordenar” el mercado en base a contratos, dejando de lado las resoluciones iniciales del Poder Ejecutivo. Que cada operador pueda firmar contratos con la demanda, y que los precios a futuro surjan de esos contratos y no de resoluciones, aumentaría la “calidad” del mercado. Los contratos a mediano plazo no solo servirían para establecer un horizonte de precios, sino también de ventas. Hoy no está prohibida la realización de contratos, pero hay mucha rigidez regulatoria a solucionar para que el mercado tenga “volumen”. Solo para citar un ejemplo, las centrales térmicas todavía no volvieron a retomar la facultad de administrar su propio gas (la hace CAMMESA por ellas).

Otra cuestión a resolver es, ¿Qué podría hacerse con eventuales sobrantes de producción? ¿Se podrán exportar aún bajo el precepto de la prioridad de abastecimiento al mercado interno?

Como hoy importamos gas natural, pensar ahora una situación de exceso de oferta parece muy aventurado, pero no lo es tanto. Si sumamos el potencial de producción de los proyectos en carpeta de no convencionales, sólo con su desarrollo ya cubriríamos el exceso de demanda actual. Si el objetivo es simplemente equilibrar oferta con demanda, muchos potenciales inversores tendrían el incentivo para ver qué pasa con los proyectos ya anunciados antes de entrar al mercado. Si ellos se desarrollan, ya no habría espacio para más productores, excepto que aparezcan nuevas oportunidades en el mercado interno o se pudieran exportar los excedentes.

En este caso particular, pensar en nuevos mercados antes de tener abastecidos los existentes no es “festejar antes de tiempo”, sino que quizás sea una condición necesaria para que los no convencionales expresen todo su potencial. La dotación de recursos potenciales es mucho mayor que la demanda insatisfecha del mercado interno. Así, dar señales de cuáles podrían ser las potenciales demandas a futuro sería un buen mecanismo para abrir el juego a muchos más jugadores, de lo contrario (aun cuando suene paradójico) con los proyectos ya anunciados tendríamos el mercado interno cubierto a futuro cuando maduren esos proyectos.

El segundo round de Vaca Muerta definirá por muchos años el futuro de la explotación de esa formación en particular y de los “no convencionales” en general en nuestro país. El gobierno nacional y las provincias productoras ya demostraron querer atraer a inversores, ya se han dado señales cuantitativas y cualitativas en ese sentido. El corto plazo parece claro, habría que sentar las bases para que el mediano plazo aliente a mas inversores.

 

Más de Cristian Folgar
Especialista en servicios públicos y energía. Fue dos veces subsecretario de Combustibles de la Nación (en 2001 y de 2003 a diciembre de 2007). Es adjunto regular de Microeconomía de la UBA y de Historia del Pensamiento Económico en la UCES.
Noticias relacionadas