Argentina podría pasar de ser un país productor de petróleo y gas a un país petrolero, y establecerse como una potencia energética para toda Sudamérica. Sin embargo, en la actualidad, el sector coincide con que uno de los “cuellos de botella” es la falta de infraestructura. Voceros de las petroleras aseguraron que para dar un paso más allá de la lógica del autoabastecimiento energético, y que haya un salto en las exportaciones de más de u$s 20 mil millones, se necesita un rol más fuerte del sector privado.
Daniel Montamat, exsecretario de Energía, consideró: “Si queremos acompañar la potencialidad que tiene el desarrollo de Vaca Muerta, con la posibilidad de evacuación a la región y al mundo, hay una urgencia por nueva infraestructura para petróleo y gas”.
Ante la consulta de cuál sería el esquema óptimo para el desarrollo de la infraestructura, Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentina del Petróleo y del Gas (IAPG), consideró: “Sin financiamiento privado, es difícil que puedan hacerse todas las obras de infraestructura que se necesitarán”. Como ejemplo, consideró las obras que están llevando a cabo las empresas en el sector petrolero: la duplicación del transporte en Oldelval, las obras en el Trasandino que vincula Vaca Muerta con Chile o el proyecto Oiltanking que se encuentra ampliando el puerto ubicado en Buenos Aires.
El titular del IAPG observó que ésta es la lógica que se aplica en el mundo, y que en los casos donde el Estado tiene injerencia en el sector de hidrocarburos, como en Qatar o Arabia Saudita, el desarrollo lo llevan a cabo “las empresas estatales, funcionando como compañías”. Por ese motivo, cuando se refiere a la importancia del sector privado, también incluye a YPF como un actor importante.
Sobre por qué se observan más inversiones en infraestructura en el sector petrolero que en el gasífero, Montamat consideró: “Porque como Argentina ya tiene cubierto el autoabastecimiento de petróleo para las refinadoras, toda la nueva producción es para exportación. El precio genera el incentivo: mientras las petroleras venden en el mercado local a u$s 56 el barril, lo pueden exportar a casi u$s 90. Por lo que la nueva infraestructura que se observa busca aumentar las exportaciones”.
Para trasladar estos mismos incentivos al sector del gas, López Anadón, del IAPG, afirmó: “Hay que buscar una fórmula para que el sector privado lo haga, y esa fórmula es dar tarifas adecuadas al transporte que permitan invertir a largo plazo. Esa tarifa de transporte que hoy está pesificada le permite a las empresas el mantenimiento, pero no hacer ampliaciones”. Como ejemplo, agregó: “En los años noventa, cuando el sector privado tuvo tarifas, duplicó la capacidad de transporte. La mayoría de los ductos de exportación son de esa época. Si el comprador paga el precio adecuado se pueden hacer las obras de infraestructura, como ocurre en el petróleo”.
Para el esquema de financiamiento, como fue el caso de Oldelval, las empresas asignan el transporte a los compradores y esa es la garantía que le llevan a los bancos para el financiamiento.
Estimar el monto necesario de inversiones en infraestructura para oil & gas depende de qué quiera hacer el país con su sector energético. “Para el escenario actual estamos bien, pero es un escenario pobre pensando en lo que es el activo que tenés en Vaca Muerta”. En el caso del petróleo, los ductos y sus obras alcanzan para la refinación del petróleo. Pero López Anadón consideró: “Si se quiere ir a un desarrollo acelerado de Vaca Muerta, que hoy produce 350 millones de barriles de petróleo por día y puede ir a 1 millón tranquilamente, ahí vas a necesitar mayor capacidad de transporte”.
La misma lógica aplicó al gas: “Para la actividad actual, con el gasoducto Néstor Kirchner, el mercado local ya va a quedar cubierto. Pero ahí no tenés límite en Vaca Muerta, y podrías llevar a una producción de 400 millones de m3/día, y exportarle a la región 30 millones m3/día, lo cual es relativamente poco. Si quisieras exportar todo, tendrías que hacerlo al mundo vía GNL, y para eso necesitás una inversión de unos u$s 8000 millones en lo que es una planta y un gasoducto hasta Bahía Blanca”.
De hecho, en el acuerdo firmado entre YPF y la empresa petrolera de Malasia Petronas, está prevista no solo la construcción de la planta de GNL, sino también de un gasoducto. Sobre este caso puntual, Montamat mencionó el incentivo que generan los precios: “Si partís de un precio del GNL en el mercado europeo de unos u$s 10 el millón de BTU, el repago del gasoducto lo haces con un shale gas que costó u$s 3 el millón de BTU, cómo no va a ser una inversión interesante para la empresa. Eso si, hay que asegurarle el precio y la exportación en el largo plazo”.
Más allá de la infraestructura, los especialistas agregan que deben sumarse dos condiciones macroeconómicas: “Si vamos a una lógica de salir del autoabastecimiento, las empresas deberían estar habilitadas a poder exportar y tener acceso a divisas para repagar el financiamiento externo”, afirmó López Anadón. En tanto, Montamat agregó que un plan de estabilización podría bajar el riesgo país y mejorar el acceso al financiamiento.