Según datos recientes, podemos asumir una proyección de crecimiento sostenido de la producción que nos devuelva a escenarios de abundancia relativa y precios competitivos. Sobre la base de la información disponible a esta altura del año, es manifiesto el ajuste en la actividad petrolera, mientras se consolida el crecimiento de la producción nacional de gas. Según datos de Carta Energética, en el primer semestre la producción del petróleo en la Argentina cayó un 3% respecto al año anterior, mientras la producción de gas natural creció un 5.1% y ya acumula un periodo de 20 meses de crecimiento consecutivo. El crecimiento de la producción gasífera aporta un promedio 6 millones de metros cúbicos días adicionales, pero la inyección de gas local al sistema de gasoductos creció más, un 9.15% respecto al mismo período del año anterior: pasó de 96 millones de metros cúbicos día a 105 MMm3/d (menor consumo en el proceso desde el pozo hasta acceder a la red de transporte).
El enfriamiento de la actividad petrolera se refleja en la disminución de los equipos activos. Al mes de julio de 2016 la caída interanual fue del 32%; quedaban 81 equipos activos, frente a 119 utilizados en el mismo mes del año pasado. La producción petrolera sigue declinando aunque en el país haya precios de petróleo superiores a los internacionales porque los costos promedio son elevados y afectan la renta a apropiar y a distribuir. El costo total a considerar en un proyecto petrolero (costo de explorar, desarrollar y producir) en muchos campos convencionales supera los 50 dólares por barril, y es aún mayor en el shale oil en esta etapa del desarrollo. Como el precio sostén local es un precio administrado que, según las autoridades, convergerá hasta acoplarse a las referencias internacionales, el precio que cuenta en las nuevas inversiones es el precio internacional del que somos tomadores. Cuando la diferencia entre precios y costos elimina la renta del negocio, la inversión y la actividad petrolera quedan condenadas a declinar.
Dos factores influyeron en la recuperación y mejora del dinamismo de la producción de gas durante el corriente año. Primero, la continuidad del esquema de incentivo a la explotación de gas excedente mediante la aplicación de un precio diferencial de hasta 7,5 dólares el millón de BTU que permite la explotación de gas no convencional en forma rentable (tight gas y shale gas); segundo, la señal de recomposición de precios al productor para los distintos consumos, incluido el consumo residencial, que en la nueva propuesta que pasó por Audiencia Pública tendrá un aumento menor comprometiendo mayores subsidios a la oferta. El promedio ponderado de precios que recibe la oferta (incluye el gas convencional y no convencional) es de alrededor de 5.80 dólares el MM de BTU, todavía más bajo del que marca el costo de oportunidad de importar y regasificar GNL (gas natural licuado), pero interesante en el debate de la renta.
Si a esta señal de precios que toma como referencia el costo de importar gas por barcos (referencia válida mientras la oferta local sea deficitaria), la ponemos en el contexto de una estrategia de largo plazo que incluya la reinstitucionalización del sector, el rediseño de organización industrial y el desarrollo de un mercado regional de gas, podemos asumir una proyección de crecimiento sostenido de la producción que nos devuelva a escenarios de abundancia relativa y precios competitivos.
En el incremento de la producción actual, el 50% provino del aporte del proyecto off shore Vega Pléyade, en donde comienzan a surgir los primeros frutos con perspectivas promisorias; el resto prácticamente se debe a los campos no convencionales. Actualmente la actividad no convencional representa el 4% de la producción nacional de petróleo y más del 15% de gas natural. De los recursos técnicamente recuperables en Vaca Muerta casi el 77% es gas y sólo el 23%, petróleo. Ya hay perforaciones horizontales en esta formación con rendimientos significativos que auguran nuevos desafíos productivos.
Si el crecimiento de la producción gasífera se sostiene en el 5% anual acumulado, al final de la próxima década podríamos alcanzar una producción doméstica de 240 millones de metros cúbicos día. Haciendo interactuar las cuencas de Bolivia con las nuestras, y atendiendo los picos de demanda invernal con importaciones estacionales de GNL, estaremos en condiciones de satisfacer la demanda doméstica y exportar saldos a la región.
La abundancia relativa de la producción nacional y la competencia inter cuencas bajarán los precios del suministro. Todo este panorama se puede hacer realidad antes si las políticas de eficiencia energética reducen el crecimiento de la demanda, y el auge inversor potencia el desarrollo productivo.