Economía Oil & gas: escalar la producción para reducir costos, lograr un precio interno conveniente y otro de exportación  Aún bastante lejos de las cifras récord de la década del 90, el aumento de la producción promete impulsar la actividad económica, generar empleo, modernización y una nueva cultura. La generación de divisas habilitaría una disminución de subsidios, al tiempo que generaría un encadenamiento industrial con efecto multiplicador.
En el mercado del oil & gas consideran que hay que aumentar la producción de los hidrocarburos, por tres objetivos fundamentales: por un lado, porque Vaca Muerta tiene una de las mayores reservas del mundo y hay que “aprovechar la ventana de oportunidad” que da la transición energética. Por otro, porque incrementar las exportaciones implica el ingreso de divisas, la disminución de subsidios y una mayor inversión extranjera directa. Y, en tercer lugar, porque lograr esa mayor escala ayudaría a descender los costos, lo que habilitaría lograr no sólo precios competitivos a nivel doméstico abasteciendo el mercado, sino también destinar un importante margen de producción a la exportación con precios internacionales o export parity.
Ante la consulta sobre la necesidad de aumentar la producción, Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos, opinó: “En la producción de petróleo ya está ocurriendo. Con YPF a la cabeza, se están llevando adelante planes de aumento de producción, pero también de incremento de la capacidad de transporte, que dejaron de ser proyectos en carpeta para estar en ejecución”. De hecho, el sector, que estimaba alcanzar el millón de barriles por día para 2030, espera que para la misma fecha se alcancen 1,4 millones de barriles por día.
Es importante mencionar que el dato de septiembre habla de una producción de 645.000 barriles diarios, que es la cifra más elevada desde 2008. Sin embargo, pese a la notable influencia que tiene YPF en esta materia, todavía no se pudo alcanzar el récord histórico de 1998, cuando se llegaron a producir 800.000 barriles diarios.
Como ejemplos de avances en cuestiones de transporte, Carbajales mencionó el Oleoducto Trasandino (Otasa), Vaca Muerta Norte o Vaca Muerta Sur, para exportar por Río Negro.
Sin embargo, también indicó que deben darse una serie de condiciones: “La industria ya está pensando en convertir a la Argentina en un exportador neto de petróleo, y está haciendo todo lo que sea necesario. Pero deben darse algunas cuestiones regulatorias, de acceso al mercado de cambios, no tocar derechos de exportación y respetar la seguridad jurídica”.
Además, el economista, titular de la consultora Paspartú, sumó un factor que considera que nunca se pone sobre la mesa: “El incremento de la producción va a generar tensiones sociales, de infraestructura, o relacionadas al medio ambiente. La industria debería avanzar en prever un sistema de reducción o de captura de emisiones”.
Como Carbajales, los analistas del sector consideran que hay que tomar en cuenta las experiencias contemporáneas de expansión y crecimiento, sobre todo la aplicada en la década del 90. Esa experiencia se divide en dos etapas: la primera, que podría durar unos tres años, donde se logre una lógica de abastecimiento interno y la exportación de producción primaria. Una segunda, que iría de los tres años en adelante, vinculada a la exportación de los derivados. Esto habilitaría una alineación de los factores de la producción y una política de colaboración empresaria, con el consecuente encadenamiento industrial con efecto multiplicador en valor agregado.
Aumentar la producción de hidrocarburos no tendría como fin único el autoabastecimiento, debido a que actualmente Argentina supera la producción que se consume localmente. “Escalar la producción no tiene que ser pensado para resolver el problema de los combustibles, la capacidad de refinación es de unos 500 mil barriles por día, que ya se producen hoy en Argentina, y el excedente tiene que ser exportable”, consideró Gerardo Rabinovich, vicepresidente del Instituto Argentino de la Energía «General Mosconi» (IAE).
En esa línea, Rabinovich agregó que, por la Ley de Hidrocarburos, es “correcto” que lo primero que deben hacer las empresas es abastecer el mercado interno, y luego exportar los excedentes.
Por este motivo es que Carbajales plantea que deberán empezar a considerarse flexibilizaciones a las regulaciones de exportación. “Hay que flexibilizar el mecanismo de autorización de exportaciones. La ley establece un sistema correcto que es, que primero debe abastecerse el mercado interno y luego autorizar la exportación. Pero la industria pide autorizaciones que no sean solo mensuales, lo que les va a permitir buscar nuevos clientes, mejores precios y previsiones más estable”, consideró Carbajales.
Sin embargo, mencionó que hubo avances en esta materia: “Donde se hizo esto fue en las exportaciones de crudo trasandinas. El primero que va a exportar por oleoducto es YPF con algunos socios via Otasa, de hecho ya se empezó con bajos volúmenes después de 17 años, y con Vaca Muerta Norte se va a ampliar. Eso llegó con una resolución de la Secretaría de Energía, que hizo un balance sistémico de oferta y demanda, y llegó a conclusión que, si el mercado está abastecido de crudo, se permite exportar en firme hasta en un año. Es una primera flexibilización que piden los productores”.
Para el sector, permitir que la producción incremental pueda exportarse a precio internacional funcionará como incentivo: “Las empresas hicieron mucho por la infraestructura para aumentar las exportaciones. Lo ideal es alinear los precios con los internacionales y en tal caso, buscar otros mecanismos de formación de precios internos, como fondos de estabilización y compensación que tienen países como Noruega”. En la misma línea, Carbajales agregó: “Las compañías de primera línea internacional miran los recursos geológicos de Vaca Muerta, pero también miran los precios, y en un tablero global, deciden dónde invertir”.
Fuente: Ámbito Financiero
Miércoles, 8 de noviembre de 2023
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