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NACIONALES

21 de julio de 2018

¿Cómo fue que dejamos de exportar petróleo y gas en la Argentina?

Las fluctuaciones de los precios internacionales, por qué Argentina dejó de ser un neto exportador para convertirse en importador de petróleo y gas, y cómo impulsar un proceso de inversiones constantes que permita recuperar el autoabastecimiento, son algunos de los temas más destacados del estudio que repasa lo sucedido en el sector en los últimos 10 años.

Luego agrega que "la explotación de recursos no convencionales aparece como una solución a los problemas de abastecimiento energético de un país que pasó, en el lapso de dos décadas, del autoabastecimiento logrado en los ‘90 a la dependencia actual de las importaciones energéticas. No obstante, las inversiones y costos que deben afrontarse para su extracción son significativamente mayores a las necesarias para la producción de convencionales, por lo que resulta prioritario articular políticas que busquen mejorar el clima de negocios, fomentar las inversiones y contrarrestar los efectos negativos de la reciente caída en los niveles actuales y esperados de los precios 

CONFIANZA

“Nosotros creemos que Argentina, por el desarrollo de Vaca Muerta, puede abastecer el 100 por ciento de la demanda del país en el 2021 con excepción de los meses de invierno”, dijo Redondo.

Argentina, que alguna vez fue un exportador neto de energía, importa el 20 por ciento de su consumo de gas natural, agregó.

Desde que asumió el poder en el 2015, el presidente liberal Mauricio Macri ha buscado reducir los costos laborales y mejorar la infraestructura para atraer inversiones extranjeras en Vaca Muerta, una masiva formación ubicada en el sur de Argentina que es la segunda mayor reserva de gas no convencional del mundo.

Pero las inversiones en Vaca Muerta han permanecido muy por debajo de los 10.000 millones de dólares al año necesarios, dijo Redondo, lo que deja a la tercera economía de América Latina dependiendo de Bolivia y de la compra de 70 cargamentos de GNL por año. 

La demanda argentina de gas natural residencial en el verano es de entre 12 y 15 millones de metros cúbicos por día, pero esa cifra sube a entre 65 y 70 millones en el invierno, dijo recientemente el ministro de Energía, Juan José Aranguren.

Si Bolivia acepta modificar el contrato, Argentina podría prescindir de sus importaciones de GNL y depender exclusivamente de su vecino del norte en el invierno, mientras exporta el excedente de producción en verano a Chile, dijo Redondo.

Chile actualmente provee a Argentina con excedentes de GNL en invierno. 

 

El trabajo señala que desde 2011 Argentina pasó de ser de un país exportador a un importador neto (principalmente de gas). Si bien los primeros signos de disminución productiva en los últimos veinte años pueden ubicarse a fines de los 90, la baja en el desempeño del sector quedó recién en evidencia en 2004 cuando el Gobierno se vio obligado a elaborar el denominado Plan Energético Nacional. Para entonces, el desfasaje que generaban las políticas aplicadas a la oferta, con precios no rentables y un ambiente incierto que retraía inversiones, y a la demanda, a partir de tarifas subsidiadas que promovieron el consumo, llevaron al país a aminorar el ritmo de inversiones, la producción de hidrocarburos y sus niveles exportados.

Esta situación condujo a que ese mismo año 2011, el país comenzara a importar gas y energía eléctrica de países de la región como Bolivia, Uruguay, Paraguay y Brasil, y extra-regionales como Qatar o Trinidad y Tobago. El resultado directo, como se mencionó anteriormente, fue el deterioro progresivo de la balanza comercial del sector, un fuerte impacto en las cuentas fiscales y la retracción de gran parte del colchón de divisas que se alimentaba de las exportaciones de soja y otros granos, las que luego del 2013 se han visto severamente afectadas por la significativa disminución de los montos en dólares exportados debido a la reciente caída de los precios externos. La caída de los precios internacionales en conjunto con las políticas internas conforman dos de los principales factores que ayudarían a explicar el retroceso observado en la oferta local de hidrocarburos como así también la aparición de una luz amarilla para la mayor parte de los proyectos de explotación. Uno de los más importantes en suelo argentino, Vaca Muerta, destinado a la producción de no convencionales (shale), se ha topado con este inconveniente, principalmente porque el acuerdo YPF-Chevron, el convenio más importante dentro de la industria y que implicaría una inversión que alcanzaría los U$S 15.000 millones para producir gas y petróleo no convencional, efectuó sus flujos de caja y proyecciones estimando un precio promedio de U$S 80 a U$S 100 el barril de petróleo. Teniendo en cuenta que el precio medio del barril ha descendido desde U$S 96 en 2014 a menos de U$S 40 en diciembre del 2015 (promediando los U$S 30 en enero de 2016), si bien el precio en Argentina ronda los U$S 67 y U$S 55 (según éste sea liviano o pesado), resulta lógico que tanto este como otros proyectos (Los Molles, Golfo de San Jorge, entre otros) queden hoy demorados en su desarrollo, lo que complica en el futuro inmediato el crecimiento de la industria e impacta negativamente en las perspectivas de autoabastecimiento y en la esperada morigeración en la compra externa de energía. 

 

Por último, en el análisis final se dice que en el actual contexto de necesidades pero al mismo tiempo de oportunidades, es positivo que el país inicie el proceso de reordenamiento de las cuentas macroeconómicas y de la estructura del sector energético con el objetivo de mejorar en el mediano plazo su desempeño y reducir la dependencia de importaciones que siguen erosionando las reservas del BCRA. Argentina mantiene un gran potencial energético aún sin desarrollar y, sin dudas, las empresas nacionales e internacionales que operan aquí estarían dispuestas a asumir los riesgos necesarios para aprovechar todas las oportunidades. También resulta imperativo diversificar aún más la matriz energética dando mayor participación y desarrollo a las energías renovables, generar un ambiente de negocios previsible, corregir las fallas de mercado y, como ya se lo ha propuesto el actual gobierno, reorientar la estructura de subsidios a las tarifas sobre el consumo de energía.

 

Luego de la nacionalización de YPF en 2012, vale la pena rescatar de políticas que vienen implementándose y que buscan fomentar la inversión y la producción de hidrocarburos en un contexto menos propicio, es importante destacar que la naturaleza de su concepción no es otra más que la promoción de la producción doméstica de hidrocarburos.  Las medidas económicas y financieras adoptadas hasta el momento por el nuevo gobierno argentino son positivas para el sector y se espera que sean acompañadas por políticas de incentivo a la producción de acuerdo a la realidad planteada en este informe. Estas decisiones serán, sin duda, un importante estímulo para asegurar un proceso de inversiones de mediano y largo plazo tanto locales  como internacionales que coadyuvarán a la recuperación y el desarrollo de la industria del P&G de cara al futuro.-

Fuente: Elaboración propia en base a datos de U.S. Energy Information Administration (EIA) y Business Monitor International (BMI), 2015.

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