Un exfuncionario de Cristina Kirchner asegura que uno de los grandes problemas de los últimos años dejó de ser “relevante”
El director de la consultora Economía y Energía (EyE) proyecta que el país podría producir un millón de barriles diarios a fines de 2028; analiza los próximos proyectos de exportación de GNL, y destaca la reducción de subsidios al sector, que pasaron de representar 2% del PBI al 0,5%
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LA NACIONSofía Diamante
El economista Nicolás Arceo es uno de los analistas de energía qué más consultan las empresas, dado su paso por la función pública y por sus informes sobre proyecciones macroeconómicas ligados al sector.
El director de la consultora Economía y Energía (EyE) proyecta que el país podría producir un millón de barriles diarios a fines de 2028; analiza los próximos proyectos de exportación de gas natural licuado (GNL), y señala que los subsidios a la energía ya no son un problema macroeconómico relevante: pasaron de representar 2% del PBI al 0,5%.
–¿Cómo afectó al sector la baja del precio del petróleo en la primera parte del año?
–El panorama de precios internacionales hoy es mejor que hace 60 días. El Brent [la cotización internacional que se toma de referencia] había bajado porque la OPEP ampliada [la organización de países petroleros] viene informando una ampliación de las cuotas de producción. Después, el conflicto entre China y Estados Unidos también generó ruido por el impacto en la actividad económica mundial, pero el acuerdo logrado le sacó la presión descendente. Si uno ve la producción de crudo en la Argentina a lo largo de los últimos meses, se observa que a partir de octubre del año pasado hubo una estabilización de los niveles de producción en 760.000 barriles día, en donde Vaca Muerta representa 450.000. Esa estabilización obedeció centralmente a una caída en los pozos enganchados.
–¿Qué significa eso?
–Es la cantidad de pozos que entran en producción y se conectan a la red troncal de oleoductos. Hubo récord de conexión en agosto y septiembre del año pasado, con casi 40 pozos enganchados mensuales, y a partir de octubre bajó. Esa disminución estuvo asociada centralmente a la falta de capacidad de transporte, que estaba saturada desde la cuenca neuquina. La contracción en la cantidad de pozos enganchados se revirtió en abril, con la puesta en marcha de la ampliación de la capacidad de transporte, cuando se volvieron a enganchar 38 pozos de petróleo no convencional de Vaca Muerta. Como el pico de producción de un pozo que se engancha es al tercer mes, lo que se esperaría es que la producción se recupere fuerte a partir de julio y agosto. Claramente, el escenario este año es distinto al de los dos últimos años, donde Vaca Muerta venía creciendo muy significativamente, con niveles de inversión incrementales. Eran saltos de US$1000 o US$1500 millones al año de inversión. Todo parecería indicar que esto se va a ralentizar a lo largo de 2025. La información que presentaron las compañías en términos de inversión a comienzos de este año marcaba un incremento de la inversión en Vaca Muerta de solo US$300 millones, y a esto hay que sumarle la caída en el precio del crudo a partir de marzo y abril de este año.
–¿Cuánto se invierte por año en el sector energético y cuánto de eso se destina a Vaca Muerta?
–Se invierten US$12.800 millones en total, de los cuales US$9000 millones son para Vaca Muerta. Para 2025, la previsión es una caída a US$12.000 millones, pero concentrada la baja en el convencional. En el no convencional, la proyección de inversión marca un crecimiento de US$300 millones, que igual es una suba mucho más chica a la que veníamos viendo desde 2020. Para incrementar la producción, Vaca Muerta necesita un nivel de inversión cada vez más significativo, porque se tiene que garantizar la producción actual y un volumen de inversión adicional que permita expandir hacia adelante. Todo parecería indicar que este año el nivel de inversiones va a estar en torno al del año pasado o levemente por abajo.
–¿Por qué?
–Buena parte del desarrollo del sector hidrocarburífero a lo largo de los últimos años se basó en el flujo de caja de las compañías. Cada cinco dólares por barril que cae la cotización del crudo, las compañías pierden US$1400 millones de flujo de caja por año. Con una caída de 10 dólares por barril, de US$75 en promedio el año pasado a US$65 en la primera parte del año, la contracción en el flujo de caja está en torno a los US$2800 millones. Parte de eso seguramente se va a compensar con endeudamiento en el mercado internacional de capitales, pero no hay manera de que todo ese volumen de caída de ingresos se traduzca en mayor endeudamiento. Eso seguramente va a replicarse en menor inversión este año.
–¿Es decir, la producción no va a caer, pero no va a incrementarse significativamente?
–La producción en Vaca Muerta venía creciendo al 25% y 30% anual y la producción total del país, al 10%. No hay un escenario de contracción de la producción posible. Lo que sí, seguramente, se va a observar una desaceleración en la tasa de crecimiento de la producción no convencional y, por ende, de la producción total.
–¿Todo esto por la baja del precio internacional?
–El sector tuvo la doble Nelson. El proceso de apreciación cambiaria llevó a un incremento de los costos en dólares, que dependiendo de la compañía va entre el 20 y el 30% respecto de un año atrás. Y simultáneamente cayó el precio, con lo cual, el impacto de la coyuntura macro local y externa va a ser significativo en los niveles de inversión del sector.
–Con estos márgenes de rentabilidad más acotados, se empieza a poner más en agenda otros costos, como la presión impositiva o el estado de las rutas. ¿Cómo se puede ganar competitividad en el corto plazo?
–En general, cuando hay una caída en los precios del petróleo, en los meses subsiguientes se verifica una disminución en los costos asociados a la producción petrolera. Esto significa que bajan, por ejemplo, los costos de los proveedores de servicio y los de la mano de obra. Por otro lado, el aumento de costos y la caída de precios afecta los segmentos menos competitivos de la cadena, como la producción convencional, que tiene márgenes infinitamente menores. Si no hay medidas de política pública tendiendo a morigerar esta caída de la rentabilidad, se va a traducir en una aceleración de la tasa de declino de la producción convencional.
–¿Qué estimación hace de la balanza comercial energética, que el año pasado cerró superavitaria en US$5700 millones?
–Antes de la caída del precio del crudo, estimábamos una balanza superavitaria en torno a los US$7500 millones. Dada la caída de precios y la desaceleración en el margen del nivel de actividad, estamos calculando un resultado un poquito mejor al del año pasado, en torno a los US$6000 millones. El dato significativo se dio en abril, cuando el país exportó un 14% más de petróleo que el mismo mes del año pasado, pero el superávit de balanza comercial fue menor por una caída del 20% del valor del crudo, 30% en el valor de las naftas petroquímicas y casi el 10% en gas natural.
–¿Cuándo cree que se rompe el récord de producción de 1998 de alrededor de 850.000 barriles diarios y cuándo se podría llegar al millón?
–El récord se debería superar a fines de este año o a principios de 2026. Y después, dependiendo de los escenarios de producción, no es un escenario demasiado loco superar el millón de barriles hacia 2028, que es suponiendo que no aumentan los niveles de inversión y solo con mantenimiento tendencial del status quo. De ese total, el mercado interno consume 530.000 barriles diarios y el resto tiene destino de exportación.
–En la década de 1990, el país producía más petróleo que Brasil y hoy ellos producen 3 millones de barriles diarios. ¿Por qué el país todavía no alcanzó la producción de 25 años atrás y Brasil la triplicó?
–Hay dos factores ahí. En primer término, hay un desarrollo de recursos distintos en donde los recursos convencionales en la Argentina se iban agotando a lo largo de la primera década de 2000, y hasta que no apareció Vaca Muerta, no había un horizonte de recursos tan fuerte. Pero me parece que el componente determinante fue la política pública. Brasil tuvo una política consistente de sostenimiento del precio del crudo en el mercado local alineado con el precio internacional, y eso le permitió pasar de mediados de la década del 90, de 700.000 barriles por día a los 3 millones hoy. El Presal [la reserva offshore] es parte de esa historia. A partir de 2010, el Presal aporta buena parte de la producción de crudo en Brasil, pero antes del Presal, Brasil también había incrementado muy notoriamente la producción de petróleo y había alcanzado los 2 millones de barriles por día de producción. La contracara entre la Argentina y Brasil muestra la potencialidad de una política pública en hidrocarburos clara que no se alteró a lo largo de los últimos 30 años.
–Siempre se dice que el desarrollo de Vaca Muerta fue gracias a la estatización de YPF. ¿Se podría haber desarrollado igual si las empresas privadas hubiesen tenido precios de combustibles y de tarifas de mercado?
–La estatización de YPF y la recuperación de los precios fue todo un mismo proceso de cambio de la política energética a partir de 2011, a partir del déficit externo que había generado la crisis del sector entre 2009 y 2011. Sí creo que la estatización de YPF garantizó que ese flujo de caja se dirigiera al desarrollo de la producción no convencional. Es un contrafáctico muy difícil de discutir, pero difícilmente un actor privado hubiera tomado el riesgo que tomó YPF con Chevron en el desarrollo de Loma Campana a partir de 2013. En ese sentido, creo que la estatización de YPF fue determinante al menos en la aceleración del desarrollo del no convencional en la Argentina. No digo que no se hubiera producido, pero seguramente sin un actor estatal liderando la inversión de riesgo en el no convencional, ese proceso hubiera llevado mucho más tiempo.
–¿Qué impacto tendrán los proyectos de gas natural licuado (GNL) en el país?
–El año pasado, la Argentina produjo aproximadamente 138 millones de metros cúbicos por día (m3/d). Los dos buques de GNL de Southern Energy [el proyecto que lidera PAE y que ya están confirmados] implican un nivel de procesamiento de gas natural en torno a 26 millones de m3/d, con lo cual es un volumen significativo, y con un precio relativamente bajo, suponiendo un TTF [precio internacional que se toma de referencia en el mercado local] en torno a US$9 por millón de BTU [medida inglesa que se usa en el sector]. Eso da un flujo de exportación por encima de los US$2000 millones al año. El GNL plantea un salto en el nivel exportador bastante significativo a medida que vayan entrando los buques licuefactores. Los dos primeros entran entre 2027 y 2028, y después los proyectos de YPF con Eni y con Shell, que son bastante más grandes que el de Southern Energy, entrarían a partir de la década de 2030. Esto va a determinar un salto de las exportaciones de gas natural muy significativo a lo largo de la próxima década.
–¿Se llega a ser competitivos con el precio de exportación?
–En general, casi todos los analistas a nivel internacional están planteando una demanda de gas natural muy creciente hasta 2050. Ese crecimiento está asociado, en parte, al desplazamiento del carbón, que es un combustible más contaminante. Pero también esa mayor demanda está centrada en la región de Asia Pacífico y, en particular, en China e India, en donde el desarrollo de esas economías va a requerir un flujo de gas muy significativo. Ese abastecimiento se va a concentrar en GNL. La Argentina tiene un lugar para ocupar ahí.
–¿Cuánto ayuda al país el contexto geopolítico, de que tal vez Europa no quiera depender exclusivamente de Estados Unidos como proveedor de gas, como antes hizo con Rusia?
–En esa búsqueda de diversificación de ofertas le suma a la Argentina en términos de un oferente más a nivel internacional alternativo al Golfo de México, pero también es cierto que para el abastecimiento europeo, Golfo de México está mucho más cerca de Europa que la Argentina, con lo cual el costo de transporte es un poco más alto. Hacia el sudeste de Asia, la competitividad de la Argentina versus Golfo de México está mucho más balanceada producto de las tarifas del canal de Panamá. La mayor parte de los analistas internacionales de GNL plantean un crecimiento de la demanda mundial de GNL de acá a 2050, en donde a pesar del desarrollo de la producción de GNL en Golfo de México y, en menor medida, en Qatar, lo que se supone es que va a haber lugar para la producción argentina. Ese lugar es lo que está hoy motorizando los dos buques de Southern Energy, y el proyecto de Eni y de Shell con YPF.
–¿Ve viable la exportación de gas a Brasil por gasoductos?
–La exportación por ductos a Brasil requiere hacer un desarrollo de infraestructura bastante significativo del lado argentino, prácticamente en cualquiera de las alternativas de exportación, y para eso se necesita un contrato en firme desde el lado brasileño. Si aparece ese contrato, la exportación a través de ductos en volúmenes significativos va a ser posible. Pero sin ese contrato en firme va a ser más complicado exportar volúmenes significativos a lo largo de la próxima década. Esto no implica que se exporte volúmenes más chicos contraestacionales, como se empezó a realizar en el último año.
–Hubo un debate acerca si era más conveniente construir la planta de licuefacción o traer los barcos. ¿Qué opinión tiene?
–Si tuviéramos una macro estabilizada con un riego país bajo, la alternativa sería on shore. Cuando tenemos un país con un riego país por encima de los 600 puntos básicos y falta de previsibilidad de cumplimiento de contratos, las terminales flotantes bajan bastante el costo financiero en el corto plazo y viabilizan más el desarrollo de la producción. Me parece que la discusión no es uno y otro, sino cuándo. En esta primera etapa son buques de GNL. Si eso funciona, seguramente la Argentina va hacia terminales onshore en algún momento de la década de 2030.
–Se habla de que para 2030, la Argentina podría exportar US$30.0000 millones al año de energía. ¿Es posible eso?
–Me parece que la respuesta va a depender de cuándo entren los buques de GNL y si alguno de los grandes proyectos de YPF se adelantan al 2030. Si no se llega a US$30.000 millones de exportaciones en 2030, se va a llegar en los próximos dos o tres años. Me parece que lo que está en discusión es, ¿cuál es la velocidad de ese desarrollo y cuándo se llega a los US$30.000 millones? Debería llegar a eso relativamente rápido, estamos hablando de cinco a siete años.
–En materia tarifaria, ¿cuánto se redujeron los subsidios?
–El nivel de subsidios en 2023 estuvo en torno a los US$9600 millones; en 2024, bajaron a US$6000 millones, y para este año se proyecta un nivel entre US$4000 y US$4500 millones. Los subsidios a la energía ya no son un problema macroeconómico relevante, pasaron de representar 2% del PBI a 0,5%. Si se lo compara con lo que el Gobierno deja de percibir por la no actualización del impuesto a los combustibles líquidos, prácticamente el 50% de los subsidios se cubriría con eso.
–¿Cómo se hizo para bajar tan rápido los subsidios?
–El nivel de cobertura a fines de 2023 de las tarifas era muy bajo, en cuanto a lo que pagaban los usuarios residenciales sobre el costo de abastecimiento. Las tarifas se recuperaron relativamente rápido a lo largo de 2024 y esto permitió un nivel de cobertura en torno al 80%. Esto tiene dos fenómenos. En primera medida, ese nivel de cobertura también se explica por una contracción en los costos de abastecimiento locales. El desarrollo de la red de transporte de gas natural permitió bajar el costo de abastecimiento, por ejemplo, de US$7,5 el millón de BTU, en 2022, a US$4,8 el año pasado, y seguramente a US$4,3 este año. Por otro lado, la recomposición de tarifas no generó tanto conflicto social como en períodos anteriores, centralmente por la apreciación del tipo de cambio. Esto determinó que hoy haya tarifas en dólares que cubren el 80% del costo de abastecimiento, que son tarifas en dólares que están en línea con las del 2018 y 2019, pero que son tarifas que, en términos de poder adquisitivo local, están entre un 20 y un 30% por debajo de esos años. Como la energía está en dólares, también se abarató en términos relativos. Eso permite que, a pesar de que se paga tarifas en dólares parecidas a 2018 y 2019, en términos del poder adquisitivo doméstico, son entre un 20 y un 30% más bajas.
–¿Cómo ve la segmentación de tarifas? ¿Hay mucha diferencia entre lo que paga un usuario de ingresos altos y uno de ingresos bajos y medios?
–El usuario de ingresos altos [nivel 1] está pagando en el promedio del año más o menos el costo de abastecimiento. Solo en el período invernal no se le traslada todo el costo, pero termina pagando un poquitito más por fuera y eso se va balanceando. Los descuentos respecto a los hogares nivel 2 [ingresos bajos] y nivel 3 [ingresos medios] se recompusieron bastante significativamente desde inicios de 2024 para acá. Los descuentos siguen siendo relevantes, pero mucho menos relevantes que en el período anterior. Durante 2022 y 2023, en un contexto inflacionario mucho más alto, esas tarifas prácticamente no se habían modificado.
–¿Qué balance del año y medio de gestión en la política energética?
–Me parece que hay aspectos muy positivos y otros más negativos. Me parece en términos positivos que se logró adecuar los precios del crudo local a la variación de los precios internacionales, algo que no fue menor y fue significativo. Se logró recomponer tarifas sin un problema político demasiado relevante y eso permitió bajar los subsidios en forma relativamente rápida. Hoy las tarifas no son un tema de agenda. Además, se logró publicar la revisión quinquenal tarifaria (RQT) el mes pasado. Me parece que las dos asignaturas pendientes más relevantes están en energía eléctrica, en términos de ampliación de la capacidad de transporte en extra alta tensión, y en el incremento de potencia instalada para el abastecimiento del pico en verano.
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