Los cortes en el suministro ante los picos de demanda son solamente la punta del iceberg, un poco de sangre proveniente de un daño profundo. La relación entre demanda y temperatura es directa, razonable y predecible. Teniendo en cuenta que el 60% de nuestra matriz energética está asociada al gas natural, este recurso termina siendo el villano de esta historia y el culpable de nuestra “escasez energética”.

El sector industrial, la red de GNC, las centrales eléctricas y los hogares se disputan la oferta de gas existente. La prioridad está marcada por el consumo domiciliario, principal afectado por las temperaturas extremas (tanto sea calor como frío). Los restantes mercados reducen sus consumos para mantener a los hogares satisfechos y las industrias suelen ser las principales afectadas.

Durante los últimos tiempos hubo una fuerte transición en materia gasífera. En las épocas de las “vacas gordas” gozábamos del autoabastecimiento, existía la entrada de divisas por la exportación de gas a Chile y hasta nos hemos dado el lujo de ser pioneros en utilizar el GNC (gas natural comprimido) en el transporte automotor. Resulta interesante que la incorporación del gas a los automóviles se está dando actualmente en Estados Unidos ante la excedencia del gas natural, producto del desarrollo de reservas no convencionales.

En la actual época de las “vacas muertas” las cosas han cambiado. Incorporamos gas al sistema a partir de tres fuentes: nuestros queridos yacimientos (las principales cuencas que aportan gas son la neuquina y la austral), también importamos gas boliviano a partir del gasoducto internacional, e inyectamos “del mundo” (el principal proveedor es Trinidad y Tobago) gas natural licuado a través de plantas regasificadoras.

El gas, a diferencia del petróleo, no es un commodity. Las variaciones en su composición, cercanía al mercado y capacidad de transporte hacen dificultosa la definición de precios mundiales de referencia como en el caso de los otros hidrocarburos. Este efecto se ha reducido a partir de la tecnología del gas natural licuado (GNL) que incorpora bajísimas temperaturas y altas presiones para posibilitar el transporte de metano en estado líquido.

Entendida esta diferencia con el petróleo, los precios de los “distintos” gases que consumimos son muy variables dependiendo de su procedencia. El productor de gas que se encuentra en Tierra del Fuego recibe un precio aproximado de gas de 1 U$S/MMBTU (unidad de energía por la cual se comercializa el gas); si tuviésemos pozos gasíferos en Neuquén podríamos acceder a precios entre 2 y 4 U$S/MMBTU (hay planes de incentivo que permiten vender en torno a los 6 U$S/MMBTU) pero el gas que importamos de Bolivia asciende a 8 y 10 U$S /MMBTU. Aunque sea difícil de creer, el gas que traemos desde Trinidad y Tobago en forma de GNL cuesta entre 14 y 16 U$S/MMBTU. La brecha entre los distintos precios explica los montos adicionales en las facturas de gas en los últimos tiempos. También permite entender los enormes volúmenes de dólares que son necesarios a nivel país para importar gas (o energía).

Sumado a esta situación de precios, nuestra producción suele declinar en torno al 6% anual y solamente contamos con 8 años de reservas si mantenemos los niveles actuales de consumo. Si pensamos en Vaca Muerta como nuestra salvación, acordémonos que los efectos de ese desarrollo se verán en los próximos 5-10 años, no antes. Brasil también consume gas boliviano y tiene prioridad para su importación. Las reservas de gas de Bolivia son significativas, pero no eternas.

Situación delicada y compleja si las hay. Cada día que pasa y no damos en la tecla con los incentivos que necesita el país para la producción de gas, se materializa en importaciones a precios desorbitados y menores volúmenes en nuestros gasoductos. Analizaremos los planes de estímulos en próximas entregas, pero es difícil discutir que tanto los planes de “Gas Plus” o el último “Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural” (aquel que planteaba un precio interno de 7,5 U$S/MMBTU) no han tenido los efectos deseados.

Tenemos gas en nuestro subsuelo, hoy la creatividad que necesitamos debe estar focalizada en la superficie, de la boca del pozo para arriba. Sobre todo en los reservorios convencionales, las limitaciones para la producción son económicas, no técnicas. Cambiar el “clima” de los negocios energéticos en Argentina es posible. Proveer condiciones para la rentabilidad y requerir crecimiento serán condiciones necesarias para las próximas primaveras.

Aunque resulte obvio, vale recordar que los hidrocarburos que “habitan” en el subsuelo no conocen de fronteras. Independientemente de quién saque el hidrocarburo (obsesión de los nostálgicos de la definición “convencional” de soberanía), creo que la prioridad hoy es sacarlo lo más eficientemente posible (eje de la definición “no convencional” propuesta), minimizando retrasos e ineficiencias. Este sistema de “trabajo en equipo” entre el sector privado y público funciona en todo el mundo y está lejos de ser una novedad.

Desde el punto de vista de la productividad y volúmenes de producción futuros, el acuerdo entre Chevron e YPF tiene tres dimensiones fundamentales:

Desde el punto de vista de los recursos humanos (know how) y la tecnología, Chevron ya se ha encontrado anteriormente con el desafío de lidiar con recursos no convencionales. Tener esa experiencia al servicio de la industria nacional potenciará el sector. Es verdad que es posible capacitar al personal existente (YPF cuenta con excelentes y experimentados profesionales) y en un entorno de importaciones diferente, traer la tecnología necesaria desde el exterior, pero necesitaríamos de más tiempo. Sólo para mostrar una referencia: Estados Unidos ha estado estudiando este tipo de yacimientos por más de veinte años. Hoy están viendo los frutos del aprendizaje, reflejado en sus curvas de producción récord y un camino directo hacia el autoabastecimiento en los próximos años.

En relación al volumen de la inversión, conviene aclarar que sin la intervención privada es imposible inyectar los recursos necesarios para desarrollar este tipo de yacimientos. Los mil quinientos millones de dólares del acuerdo inicial son una gota de agua en el desierto. Según las estimaciones iniciales, son necesarias inversiones entre veinte y treinta veces mayores al monto inicial para el desarrollo del yacimiento que tenemos entre manos.

La última dimensión a ser analizada es el horizonte temporal del acuerdo. Una señal de que este acuerdo tiene objetivos a largo plazo y no es una mera salida coyuntural es el tiempo de concesión otorgado: treinta y cinco años es un largo e inusual período de tiempo. Las renegociaciones (extensiones de los contratos originales) que se están realizando actualmente suelen ser de diez años adicionales. No olvidemos, sin embargo, que con el tiempo no basta. Actualmente los costos siguen siendo disparatados, recién estamos aprendiendo a maximizar las productividades y el mercado sigue estando fuertemente regulado, castigando la rentabilidad.

En suma, el acuerdo mejora nuestras perspectivas de tener volúmenes de petróleo y gas provenientes de Vaca Muerta en los próximos años. Faltan conocer numerosos renglones de la “letra chica” que pueden modificar el curso de nuestro futuro, pero parece un movimiento en la dirección más productiva.

Queda pendiente, sin embargo, el corto plazo. La energía que consumimos todos los días no proviene de Vaca Muerta en la actualidad. Para que se entienda: en materia energética la situación de nuestro país es alarmante. Por más esfuerzos y éxitos que YPF pueda lograr en el futuro inmediato, solamente representa un tercio del petróleo y un cuarto del gas que producimos como país. El cambio que necesitamos no consiste sólo en tener “la vaca atada”.

Esta industria está llena de particularidades y características que la hacen especial y fascinante, pero comparte esa necesidad común para el mundo de los negocios: la rentabilidad. Este concepto es la diferencia más importante entre “recurso” y “reserva”. En el caso de nuestro país tenemos una buena cantidad de recursos, pero limitadas reservas de hidrocarburos. 2.478 millones de barriles de petróleo y 11.742 billones de pies cúbicos de acuerdo con la Secretaria de Energía de la Nación (reservas comprobadas). Si asumimos producciones similares a las del 2012, estas reservas representan 12 y 8 años de producción respectivamente.

La transformación de recursos a reservas es un proceso que lleva mucho tiempo (años, décadas) y pone a prueba nuestras capacidades creativas y tecnológicas. Brasil, con sus nuevas reservas en aguas profundas, o Estados Unidos, logrando incrementos de producción (y de rentabilidad) asombrosos a partir de recursos no convencionales, son pruebas vivientes de esta conversión.

¿Y nosotros? ¿Qué hacemos y cómo hacemos para transformar todos estos recursos en reservas, producción y autoabastecimiento energético? La industria ha estado en esta situación de “enfrentarse a lo desconocido” anteriormente. Las lecciones aprendidas muestran cuatro pilares: inversión, ciencia, reducción de costos y continuidad.

Lo que parece interesante destacar no es el qué o el cómo, sino el cuándo. Es que no importa qué tan buena, ingeniosa o revolucionaria sea esa transformación de recurso a reserva, si no nos va a ayudar a pasar este invierno, o el que viene, o el del 2015. Estamos empezando la aventura de producir hidrocarburos complejos de extraer económicamente y va a llevar mucho tiempo.

Entonces, la última joya de la abuela, la famosa Vaca Muerta, no es un collar de perlas que pueda hacerse dinero (y energía) rápidamente; por el contrario, es un cofre de monedas de oro enorme pero desperdigado por toda la provincia de Neuquén y alrededores. Por ello, vamos a tener que esperar hasta poder juntarlas todas y empezar a “disfrutarlas”. Parece entonces razonable focalizarse en la producción y las reservas que conocemos (el petróleo “fácil” de convertir), antes de apresurar “la búsqueda del tesoro” (el difícil de disfrutar). Sobre todo para pasar el próximo invierno.

En resumen, la transformación de los recursos en reservas es un proceso. Es necesario tiempo e inversiones históricas para cambiar la tendencia de los últimos años, probablemente imposibles sin aportes privados internacionales. La importación de hidrocarburos es extremadamente costosa, especialmente teniendo reservas y potenciales recursos para el futuro. Políticas de Estado a largo plazo son necesarias para ayudar a la espectacular naturaleza que le ha tocado a nuestro país.