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SECCIÓN: ENTREVISTA
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“El shale no necesita subsidios”


Entrevistado por PE, Daniel Montamat, consultor y ex Secretario de Energía de la Nación, se refirió a las tendencias globales que caracterizan la transición energética y al presente y futuro de Vaca Muerta.

¿Qué se entiende hoy por transición energética?
Hay tres tendencias globales que caracterizan la transición energética. En la matriz primaria donde dominan los fósiles (más del 80% entre petróleo, carbón y gas natural) hay una tendencia a sustituir carbón por gas natural. En la matriz eléctrica, todavía dominada por el carbón mineral en la generación de electrones (40%) hay una tendencia a la creciente irrupción de las energías renovables que, combinadas con el gas, tienden a reducir la participación del carbón en la generación eléctrica. En la matriz de consumo final hay un crecimiento de la electrificación respecto al consumo de gas y combustibles derivados del petróleo que se va a intensificar con la mayor penetración de vehículos eléctricos en el parque automotriz.

Estas tendencias se retroalimentan y el ritmo de la transición la creciente presión política derivada de la necesidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Hoy se ha puesto sobre el tapete el compromiso (todavía no vinculante) de alcanzar a nivel planetario 0 emisiones netas para el 2050 como parte de la agenda de gobiernos y empresas. Si el “tsunami verde” llegó para quedarse estas tres tendencias de transición que mencioné, acelerarán su ritmo.

¿Qué rol tiene el carbón, el gas y las energías renovables en este proceso?
El carbón tuvo un rol dominante en el paradigma fósil. Fue la energía primaria que cerraba el balance energético mundial hasta mediados del siglo pasado. Todavía domina la generación de electricidad, pero es la fuente fósil más contaminante. Es la que más tiene para perder en la transición hacia las energías verdes. En la próxima década dejará de ser la segunda fuente primaria luego del petróleo y su lugar lo va a ocupar el gas natural. El gas natural crece sustituyendo carbón en la generación térmica y penetrando poco a poco el transporte, incluido el pesado (gas natural vehicular). El gas por barco (GNL) ha facilitado la internacionalización del mercado de gas y su mayor transabilidad. Antes era un mercado contractualizado, hoy crecen las operaciones spot.

Las renovables tienen mucho campo para crecer en un escenario donde el cambio climático empieza a imponerse tras la traumática experiencia con la pandemia, como otro problema de dimensión planetaria que impone repuestas globales. Las renovables tienen por delante el desafío de reducir la intermitencia y, mientras tanto, van a acoplar su ritmo de crecimiento al back up que les proporcionen centrales a gas de ciclo combinado de rápido despacho. Hasta que se consiga almacenar electrones en baterías modulares a costo razonable.

Ahí puede haber un salto disruptivo, pero tenemos una ventana de 20/25 años de convivencia y transición entre el gas y las renovables. En todo este escenario ahora hay que incorporar el hidrógeno como posible nuevo vector energético, y a las celdas combustibles como potencial competencia de las baterías eléctricas en el parque vehicular. Pero ya nos vamos más allá de las próximas dos décadas.

¿En qué situación se encuentra hoy Vaca Muerta en cuanto a producción y reservas?
La producción de los yacimientos maduros sigue declinando y allí el desafío es la recuperación asistida para reducir el ritmo de declinación y aumentar la tasa de recupero in situ. La nueva oferta está proviniendo de los yacimientos no convencionales. Vaca Muerta en petróleo está creciendo y ha permitido recuperar la producción a niveles superiores a los 500.000 barriles día de la pre-pandemia.

En gas todavía estamos debajo de los 126 millones m3/d de producción promedio del 2019. El plan Gas Ar no se fijó metas muy ambiciosas con lo cual la recuperación, salvo nuevos desafíos, se va a amesetar entre 110 y 120 millones de m3/d. Por supuesto, para sostener esos niveles ante la realidad de yacimientos maduros declinantes, que todavía dominan la oferta es clave el aporte del shale y del tight gas.

¿Cuánto representa hoy los no convencionales en la producción total de petróleo?
Unos 150 mil barriles de los 500 mil que producimos provienen del shale oil. Alrededor del un 30%

¿Cuáles son los aspectos que le faltan a Vaca Muerta para transformar sus recursos en reservas?
En lo técnico se ha ido recorriendo la curva de aprendizaje y alcanzando las mejores prácticas. Es una formación con productividades incluso superiores a las comparables de Estados Unidos. El problema es que la formación está en la Argentina sacudida por la inestabilidad macro y el cortoplacismo político. Eso restringe y encarece el financiamiento en una industria capital intensiva. En concreto, difiere decisiones de inversión para pasar de la etapa de piloto a la etapa de desarrollo intensivo. Estamos en un país donde usted entierra dólares y no sabe si cuando llegue la hora de extraer el producto va a poder obtener dólares por su venta y tampoco sabe si va a poder disponer de ellos.

Hay interferencias regulatorias como retenciones y controles de precios que alteran los mecanismos de apropiación y distribución de la renta petrolera, que se tuvieron en cuenta al decidir la inversión. Todo esto es disuasivo de reponer reservas en geologías que tienen institucionalidad adversa y resiente la exploración y el desarrollo para transformar los recursos en reservas. Permítame pasar “un chivo”. El tema de las consecuencias en la producción y en el desarrollo de reservas de alterar con intervenciones los mecanismos de apropiación y distribución de la renta petrolera que decidieron la inversión, lo analizamos con fundamentos empíricos en un libro que escribí en coautoría que acaba de publicar EUDEBA: La renta del petróleo en la Argentina.

¿Cómo se hace para emular el modelo de Estados Unidos en materia de shale?
Nunca vamos a igualar a Estados Unidos en la disponibilidad y en el acceso a los recursos financieros que se requieren para un desarrollo intensivo. Tampoco en la cantidad de equipos y servicios disponibles. Pero si la política energética y el contexto macro acompaña con reglas coherentes y de largo plazo el desarrollo de los no convencionales podemos compensar en parte esas diferencias con la mayor productividad de nuestra formación.

¿Qué efectos positivos y adversos podría ocasionar subsidiar el shale en Argentina?
El shale no necesita subsidios. Los tuvo en el gas para acelerar su desarrollo frente a la alternativa que implicaba importar en un período de fuerte déficit (Resolución 416). El Plan GAS.AR partió de una subasta con precios máximos y se licitaron 70 millones de m3/d promedio de distintas cuencas para la demanda prioritaria y CAMMESA (que compra los combustibles para las usinas). Ahora bien, si la demanda no puede pagar esos precios por decisión de la política pública la diferencia entre la factura del productor y la que paga el consumidor es un subsidio a la demanda. Subsidio indiscriminado. Yo prefiero los subsidios focalizados en una tarifa social.

Pero si no se para al productor el precio que ofreció en la subasta, nos quedamos sin producción local y hay que reemplazar el producto local por gas más caro importado. Si quiero gas a 2 dólares cuando el precio del break even de nuevos desarrollos es 3.5 me quedo sin gas local. No de golpe, se van vendiendo “los barrilitos de gas desarrollados que quedaban en las góndolas, sin reponerlos”. Es la historia análoga a la de los productos de las góndolas de los supermercados, sólo que aquí las góndolas están abajo tierra. ¿Cuánto me sale el gas de importación?

¿Cómo atraer a decenas de Pymes que hoy están fuera del negocio del shale?
Promoviendo el desarrollo intensivo del shale. Sobre todo, del shale gas. Vaca Muerta es mucho más gas que petróleo. Para eso hay que desarrollar nuevas demandas de gas en el país (petroquímica, gasoductos virtuales de GNL, gas natural vehicular, gas del NEA, etc.), afianzar mercados de exportación en la región, y explorar posibilidades en los mercados externos. Muchas grandes empresas petroleras ya asentadas en Vaca Muerta, YPF incluida, tienen una política de desarrollo de proveedores y promueven la formación de clúster.

¿Por qué el Estado Argentino carece de un plan exploratorio sobre no convencionales? ¿Es potestad solo de las empresas privadas tener esa información tan estratégica?
La exploración en los no convencionales sigue una lógica diferente a la de los convencionales. Cuando hay recursos técnicamente recuperables la etapa de exploración se concentra en detectar los sweet spots (zonas de la formación con rendimientos que viabilicen la explotación comercial).

Detectados los rendimientos hay que decidir pasar del plan piloto a la etapa de factoría (minería petrolera). Una vez iniciado el desarrollo, para probar reservas hay que validar planes de perforación nuevos que vayan sustituyendo los pasados. De hecho, y a través de las asociaciones productivas (UTE), las empresas comparten experiencia e información. Ahora bien, como las licencias exploratorias y las concesiones de explotación tienen duración limitada en el tiempo es necesario que los Estados Hidrocarburíferos y el Estado Nacional acumulen y sistematicen información que debe estar disponible para potenciales nuevos inversores. Información relevante que puede ser muy útil en los road shows que se organizan para promover inversiones.


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