El gas natural licuado, la verdad detrás de Messi y el próximo mundial

La noticia, todavía fresca, de la salida de Lionel Messi del Barcelona y su contratación por el Paris Saint Germain (PSG) dio la vuelta al mundo y ha generado un impacto en el futbol mundial como nunca se vio hasta ahora. Messi no es solo el mejor jugador del mundo, es una celebridad. El PSG no es sólo un club de fútbol, es una empresa que se dedica al fútbol. Es una sociedad anónima y pertenece a un país donde la monarquía es el estado, el Emirato de Qatar. Este mismo país será sede del próximo mundial, que se llevará a cabo a finales de 2022. Vale recordar que la elección de Qatar como anfitrión de la próxima copa del mundo estuvo inmersa en un escándalo de corrupción y sobornos, que fue la razón por la cual fue elegido. Es un país sin tradición futbolística y que obligó a cambiar por primera vez en la historia de los mundiales la fecha de realización, ya que en el verano la temperatura hace imposible practicar este deporte. Su única fortaleza reside en los enormes ingresos provenientes de los hidrocarburos que son manejados de manera arbitraria por la familia real.

A pesar de que comúnmente se denomina a estos ingresos como petrodólares, la realidad es que el grueso de los ingresos del Emirato no provienen del petróleo sino del gas natural, y más concretamente del gas natural licuado (GNL). Qatar es el mayor exportador de GNL del mundo desde hace ya muchos años, en 2019 las exportaciones de este producto le permitieron obtener US$ 45,3 mil millones (el 62% de las exportaciones totales del país).

La incursión de Qatar en el mundo del futbol no es casualidad, forma parte de un plan para visibilizar positivamente al país a nivel mundial. Así lo mostró en 2008, el gobierno qatarí cuando elaboró un informe conocido como “Visión Nacional Qatar 2030”, en el que le otorgó al deporte más popular del mundo un lugar central en esta planificación. La familia real considera que el futbol le permitirá al país ganarse un lugar preponderante en el mapa mundial. Con este objetivo, en 2011 el Estado de Qatar adquirió el 70% del PSG y en el 2012 a través de su fondo de inversión Qatar Investment Authority adquirió el 30% restante.

Los ingresos de los hidrocarburos le han permitido a este pequeño estado del Golfo Pérsico, que posee una extensión de poco más de 11 mil km2 (la mitad de la provincia de Tucumán) y una población de apenas 2,8 millones de habitantes, amasar una formidable riqueza que le han otorgado uno de los PBI per cápita más altos del mundo, incluso más alto que la mayoría de las grandes potencias europeas. Sin embargo, esto no fue siempre así. Qatar era uno de los países más pobres del planeta cuando se independizó del Reino Unido en 1971, su austera economía se basaba en la pesca y el buceo de perlas. Curiosamente el Presidente y CEO del PSG, Nasser Al-KhelaÏfi, es hijo de recolectores de perlas.

El desarrollo de los recursos de petróleo y gas en Qatar comenzó en los años setenta. En sus inicios la producción de hidrocarburos se llevaba adelante de manera incipiente, ya que el país no tenía la posibilidad de exportar a grandes mercados. El gas natural solo se transportaba por gasoductos, por lo que su alcance era limitado. Esta situación, cambiaría completamente a mediados de los 90´, cuando el emir Hamad ben Jalifa Al Zani llegó al poder y apostó fuertemente por el desarrollo del gas natural licuado. Esto es, la transformación del gas natural en forma líquida (a 160° bajo cero) para poder ser transportado en grandes barcos metaneros a cualquier rincón del planeta.

Qatar tiene mucho que ver en la evolución de esta tecnología, ya que el proceso de licuefacción no estaba muy desarrollado en los noventa. El país ha llevado adelante importantes inversiones en investigación y desarrollo para mejorar la infraestructura con el objetivo de optimizar el proceso de producción del GNL.

El impulso dado a la industria del GNL por el gobierno le han permitido aprovechar las enormes reservas de gas natural del país. Qatar cuenta con la tercera reserva mundial de gas convencional, solo superado por Rusia e Irán, con un total de 24,7 mil millones de m3 (para tener una idea de su magnitud esto es 60 veces las reservas probadas de gas convencional de Argentina, sin incluir Vaca Muerta).

Una importante ventaja comparativa con respecto a sus rivales se basa en que las grandes reservas tanto de petróleo como de gas natural del país se encuentran en las aguas del Golfo Pérsico. Por lo tanto, la producción de gas no debe recorrer grandes distancias por gasoducto para ser transformado en GNL y ser exportado.

North Field es el yacimiento estrella de Qatar y se encuentra en la frontera con Irán a una profundidad de entre 15 y 70 metros. El mismo fue descubierto en 1971 y por su baja profundidad resulta en uno de los yacimientos off shore de extracción menos costosa a nivel mundial. Un dato ilustra la enorme importancia de este yacimiento. North Field posee el 13% de todas las reservas de gas natural del mundo.

Qatar ha sido, por lejos, el principal exportador de GNL en la última década con volúmenes promedio que han superado los 100 mil millones de m3 por año, más del doble de todo el gas que consume nuestro país. Igualmente, su hegemonía comienza a ser compartida con Australia, país que alcanzó las exportaciones de Qatar el año pasado. Más atrás se encuentran los Estados Unidos con un cómodo tercer lugar. Los principales destinos de exportación del GNL qatarí son Europa y Asia (fundamentalmente China, Japón, India y Corea del Sur).

A pesar de ser un importante productor de petróleo, con más de 1,3 millones de barriles diarios, Qatar busca enfocarse de lleno en la producción de gas natural. Es por esta razón que, en enero de 2019, el emirato abandonó la OPEP (fue el primer país de Medio Oriente en hacerlo). En ese momento el ministro de energía, Saad al-Kaabi lo justificó afirmando que “No tenemos mucho potencial (en petróleo), somos realistas. Nuestro potencial es el gas”.

El estado lleva adelante todo el proceso de producción, transporte y comercialización tanto del petróleo como del gas natural a través de Qatar Petroleum. La petrolera estatal fue fundada en 1974 y es quien lleva adelante el proyecto de expansión de la industria. QP es la herramienta del país para aumentar sustancialmente la producción de GNL. Con este objetivo, ha anunciado la inversión de más de US$ 30 mil millones en infraestructura, entre la que destacan la construcción de seis nuevas instalaciones de licuefacción, para incrementar en más de un 60% la producción de este recurso para 2027. El gas natural es el combustible de la transición energética y el emirato busca aprovechar al máximo esta cuestión.

Qatar es un claro modelo de desarrollo basado en el gas natural licuado. Los ingresos provenientes del GNL le han permitido al país, a través de su fondo soberano, llevar adelante inversiones de todo tipo alrededor del mundo. La última de ellas tiene nombre y apellido: Lionel Andrés Messi.

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En los JJOO Japón busca mostrar al hidrógeno como el futuro, pero los fósiles siguen dominando el podio

La llama olímpica encendida el pasado 23 de julio en Tokio busca dar un claro mensaje sobre el futuro energético. El fuego del pebetero es alimentado a partir del hidrógeno verde, un combustible generado a partir del uso de renovables y que en su combustión no liberta CO2 a la atmósfera. Este gas alimenta también los vehículos de celdas de combustible oficiales y se utiliza además como fuente de calefacción en la villa olímpica. Estas iniciativas, entre otras, buscan promocionar al hidrógeno como el combustible del futuro. Sin embargo, las fuentes de energía tradicionales siguen siendo fundamentales para asegurar el suministro de energía confiable en Japón y de los Juegos Olímpicos estas semanas.  El uso a gran escala del hidrógeno como fuente de energía llevará tiempo.

El sitio web del Comité Olímpico Internacional promociona la iniciativa del uso del H2 enmarcada en el discurso del cambio climático, “A medida que el cambio climático impacta cada vez más en nuestras vidas, el caldero impulsado por hidrógeno arroja nueva luz sobre las oportunidades de energía limpia en Japón y en todo el planeta”.

Esta expectativa puesta en el hidrógeno para uso energético coincide con las estrategias de descarbonización de Japón, la Unión Europea y otros países como China, Estados Unidos, Australia y Corea del Sur, que pretenden alcanzar el objetivo de “net zero” (emisiones cero) en 2050. Los países desarrollados buscan impulsar el hidrógeno verde como el combustible fundamental para el transporte pesado en barcos, camiones y aviones; para las industrias de alto consumo energético, como la siderurgia y para la calefacción de los hogares. Sin embargo, con los niveles de desarrollo actuales esto parece un proyecto demasiado ambicioso el cual deberá sortear una serie de obstáculos sobre todo desde el punto de vista tecnológico y económico. Hoy el uso del hidrógeno realmente muy costoso.

Japón ha dado impulso a su crecimiento económico que ha permitido garantizar una gran calidad de vida a sus habitantes gracias a la importación de combustibles fósiles y al aprovechamiento de la energía atómica. Pero el accidente nuclear de Fukushima en 2011, a raíz de un terremoto y el posterior tsunami, provocó el cierre de la mayoría de las centrales atómicas del por entonces tercer mayor consumidor de energía nuclear a nivel mundial, solo por detrás de Estados Unidos y Francia. Esto reforzó la idea de comenzar un proceso de transición energética basado en el desarrollo de las energías renovables y en el uso del hidrógeno, buscando reducir su dependencia de las importaciones de energía y comprometido con reducir sus emisiones. Una prueba de esto fue la inauguración en 2020 del Campo de Investigación de Energía de Hidrógeno de Fukushima (FH2R). Esta planta utiliza un parque solar de 20MW para ejecutar un electrolizador de 10MW, encargado de producir el hidrógeno utilizado en los juegos olímpicos de Tokio.

Sin embargo, estos proyectos por ahora no son capaces de garantizar la energía para el funcionamiento de país y los combustibles fósiles siguen siendo la base de la matriz energética de Japón. En la última década la caída de la generación nuclear (que pasó del 13% de la energía total en 2010 a solo el 3% en 2020) ha sido reemplazada con un incremento de los combustibles tradicionales. El petróleo (40%), carbón (26%) y gas (21%) aportan el 87% de la energía que mueve a Japón. Dentro de este grupo, la importancia del gas natural crece cada vez más y ha sido el combustible preferido para compensar el déficit nuclear. Un dato contundente muestra su importancia: la nación nipona es el principal importador mundial de gas natural licuado (GNL) en la actualidad.

El incentivo del gobierno está impulsando un crecimiento rápido de las energías renovables, pero todavía se encuentran lejos de este podio. La energía solar representa el 6% de la energía utilizada en Japón, según las estadísticas de la Administración de Información de Energía del gobierno de los Estados Unidos (EIA).

En los últimos meses, el riesgo de una crisis energética, a medida que aumenta la demanda de energía en medio de altas temperaturas especialmente en Tokio, llevó a la decisión de reiniciar cinco plantas de energía nuclear, incluido un reactor inactivo durante 44 años, para asegurar el abastecimiento y evitar apagones durante los Juegos Olímpicos. Japón ahora tiene nueve reactores en funcionamiento, el número más alto desde que el desastre de Fukushima provocó el cierre de la industria nuclear japonesa. Además, ha puesto en funcionamiento nuevas centrales térmicas con gas natural y carbón para garantizar el suministro de energía.

Hidrógeno verde

A pesar de todo este análisis sobre la situación actual, el hidrógeno es una alternativa interesante de cara al futuro y es oportuno realizar algunas aclaraciones sobre el mismo. El H2 es una fuente de energía que no se encuentra libre en la naturaleza y hay que producirlo, se utilizan dos procesos para lograrlo: la electrólisis del agua y la reforma química del gas natural utilizando vapor (Stream Methane Reforming), ambos procesos consisten en utilizar energía (en uno se utiliza electricidad y en el otro vapor) para separar el hidrógeno de una molécula de agua (H2o) para así aprovecharlo.

En la actualidad, alrededor del 95% del hidrógeno se obtiene a partir del gas natural. Principalmente se emplea como insumo para la producción de amoniaco, metanol, acero, alimentos y refinación de petróleo. Su utilización como combustible para vehículos eléctricos con pilas o celdas de hidrógeno (fuel cell) es muy acotada, fundamentalmente por los altos costos y la falta de infraestructura. Japón, con 135 estaciones de servicio de hidrógeno, se encuentra a la vanguardia de esta tecnología.

Existen varios tipos de H2 dependiendo de su origen y de que se hace con sus emisiones. el “hidrógeno verde” es aquel obtenido a partir de la electrólisis del agua, con el aporte de electricidad proveniente de fuentes renovables.  La quema de este gas emite solo agua y no genera emisiones de Co2.  A su vez, permite aprovechar la energía que no es utilizada en la red eléctrica y que de otro no se podría almacenar. De este modo, el hidrógeno puede ser útil como vector o portador de energía capaz de almacenar los excedentes de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, como la solar o eólica. Sin embargo, el desafío tecnológico que implica su producción a escala industrial es enorme. Los altos costos, las pérdidas de conversión y almacenamiento, y la falta de infraestructura, son algunos de los problemas que enfrenta y debe superar.

Según la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA) actualmente menos del 1 % del hidrógeno se produce a partir de energías renovables. El desarrollo del hidrógeno, y más puntualmente el hidrógeno verde, se encuentra aún en etapa experimental y su futuro depende la solución de obstáculos tecnológicos y de encontrar formas de producción a precios competitivos.

Jeremy Rifkin en 2002 en su popular libro “La economía del hidrógeno” planteaba una utilización casi utópica del hidrógeno inspirado en la necesidad de buscar reemplazos para los combustibles fósiles. En ese momento, el problema no eran las emisiones sino la dependencia cada vez mayor de Estados Unidos y los países OCDE del petróleo árabe. Hoy, el objetivo declarado es la descarbonización, pero la tecnología no ha cambiado y los problemas relacionados a la producción del hidrógeno tampoco. Una sociedad basada en el hidrógeno es por ahora más un deseo olímpico que una realidad.

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El impacto del coronavirus en el mundo de la energía

La semana pasada la compañía de energía BP (ex British Petroleum Company) publicó la edición número 70 del Statistical Review of World Energy, uno de los informes más prestigiosos que reúne los principales datos de los mercados energéticos a nivel internacional y es una referencia obligada para cualquier interesado en el mundo de la energía. El mismo destaca que el consumo mundial de energía primaria se redujo un 4,5% en el año 2020, el mayor descenso anual desde el final de la Segunda Guerra Mundial en 1945.

La caída de la demanda de energía fue impulsada principalmente por el petróleo, que representó casi el 70% del descenso total. También se registraron bajas significativas en el consumo de carbón, gas natural y  energía nuclear. En cambio, las energías renovables continuaron creciendo de forma similar a los años anteriores. También fue un año inesperado para las emisiones de dióxido de carbono (CO2) provocadas por consumo de energía, que se redujeron un 6,3% por la contracción de la economía mundial, alcanzando su nivel más bajo desde 2011. Esto es una clara muestra del costo económico que podría tener un impulsivo y poco estudiado plan de reducción de emisiones.

El informe estadístico de BP considera al 2020 como uno de los años más dramáticos en la historia del sistema energético global, superando la crisis del Canal de Suez en 1956, el embargo petrolero de 1973, la revolución iraní en 1979, y más recientemente, el desastre de Fukushima en 2011. La demanda de energía está tan estrechamente vinculada a la actividad humana que, con una caída del producto bruto interno global estimada en  3,5% y restricciones masivas al transporte, los mercados energéticos sufrieron una crisis sin precedentes en tiempos de paz.

Casi todos los países del mundo experimentaron una disminución en el consumo de energía el año pasado. Estados Unidos (-7,7%), India (-5,9) y Rusia (-5,5%) son algunos donde se registraron los descensos más importantes. En Argentina la demanda cayó 7,1 %. China fue una de las pocas excepciones donde el consumo aumentó (2,1%) pero con una marca cercana a la mitad de su crecimiento promedio en años anteriores (3,8%).

Sin embargo, la menor demanda de energía no alteró la composición de la matriz energética primaria mundial, que indica la participación de las diferentes fuentes de energía que se usan para satisfacer la demanda: petróleo (31,2%),  carbón (27,2%), gas natural (24,7%), energía hidroeléctrica (6,9%), energías renovables (5,7%) y energía nuclear (4,3%). A pesar de la pandemia, los combustibles fósiles siguieron aportando el 83,1% del consumo de energía en el 2020.

A continuación, algunos de los puntos más destacados del informe.

Petróleo

El impacto de la pandemia afectó especialmente la demanda mundial de petróleo, que cayó un 9,3%, alcanzado su nivel más bajo desde 2011. Los confinamientos y las medidas de distanciamiento social para frenar los contagios de coronavirus llevaron al bloqueo del transporte mundial, por lo que la demanda de crudo cayó estrepitosamente. El petróleo aporta alrededor del 95% de la energía que requiere el transporte. La mayoría los grandes consumidores como Estados Unidos, la Unión Europea e India registraron fuertes caídas, mientras que China fue prácticamente el único país donde  aumentó.

La  producción mundial de petróleo se contrajo en 6,6 millones de barriles al día. Los países que integran  la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) representaron dos tercios del descenso total de producción. Libia y Arabia Saudita registraron las mayores caídas entre los países OPEP, mientras que Rusia y Estados Unidos lideraron los recortes fuera de la organización. A su vez, la utilización de las refinerías descendió hasta el 73,9%, el nivel más bajo desde 1985. La histórica caída del precio del petróleo, que llegó a valores irrisorios, inclusive por debajo de los cero dólares, llevó a un precio promedio de US$ 41,84 en 2020 (para el crudo Brent del Mar del Norte, el que se utiliza como referencia en nuestro país), el más bajo desde 2004.

Gas Natural

El consumo mundial de gas natural disminuyó un 2,3% durante 2020. Este dato contrasta con el crecimiento anual promedio de 3% de los últimos años. No obstante, la participación del gas en la matriz de energía primaria mundial siguió aumentando, alcanzando el récord histórico de 24,7%. En el caso del Gas Natural Licuado, que es un gas refrigerado que se transporta en estado líquido a -160°, la demanda creció  un 0,6%, muy por debajo de la tasa de crecimiento media de los últimos  años, situada cerca del 7%.

Estados Unidos sigue siendo el líder mundial tanto en producción como en consumo de gas natural, aunque junto con Rusia experimentaron una fuerte caída de la demanda. China e Irán son los países que  aportaron los mayores incrementos. Los precios del gas cayeron al mínimo registrado en muchos años: el precio de referencia Henry Hub de Estados Unidos promedió US$ 1,99 por millón de BTU en 2020, el menor precio desde 1995, mientras que los del GNL asiático registraron su nivel más bajo de la historia ( US$ 4,39).

Carbón

La demanda mundial de carbón disminuyó un 4, 2%, afectada por las fuertes caídas principalmente en Estados Unidos e India. Los países que integran la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos (OCDE) registraron su consumo más bajo desde 1965. Además, la producción a nivel mundial se redujo un 5,2%.  China fue en este ítem también una de las excepciones notables. El gigante asiático se mantuvo cerca de los niveles más altos de todos los tiempos, y sigue siendo el mayor productor y consumidor de carbón del mundo, con una participación global mayor al 50% en ambas categorías. No obstante, el incremento en China se vio compensado por las por fuertes caídas en otros países.

Renovables, hidroeléctrica y nuclear

La demanda de energía renovable aumentó un 9,7% en 2020,  sosteniendo un  incremento similar al observado en los últimos tres años. La generación eólica y solar creció de manera notable a pesar de la caída general en  la demanda de electricidad, que fue del 0,9%. La cuota de las renovables en la generación de electricidad aumentó del 10,3% al 11,7%. La solar aumentó en niveles récord y se expandió en 127 gigavatios (GW) en 2020, mientras que la eólica creció en 111 GW, casi el doble de su aumento anual más alto anterior. De este modo, la capacidad eólica y solar aumentó 238 GW en 2020.

El principal impulsor del crecimiento de las renovables fue China, que representó aproximadamente la mitad del incremento mundial de la capacidad eólica y solar. Este país sigue siendo el  mayor contribuyente al crecimiento de las energías renovables, seguido por Estados Unidos. La Unión Europea se ubica en tercer lugar.

Por otro lado, La hidroelectricidad creció un 1%, nuevamente liderada por China, mientras que la energía nuclear cayó un 4,1%, impulsada principalmente por caídas de la demanda en Francia, Estados Unidos  y Japón.

Emisiones de CO2

La disminución de la demanda de combustibles fósiles ayudó a que las emisiones de dióxido de carbono (CO2) derivadas del uso de la energía se redujeran en un 6,3% en 2020, registrando el mayor descenso en un año desde que se registran datos. De hecho, la caída de más de 2 giga toneladas de CO2 significa que las emisiones del año pasado volvieron a los niveles vistos por última vez en 2011. Las otras pocas veces que las emisiones cayeron fuertemente fue también en coyunturas complejas, como las crisis del petróleo de los años 70, o más recientemente con la crisis financiera del 2008.

A nivel mundial, esta tasa de reducción de emisiones se acerca al número necesario que se debería mantener durante los próximos 30 años para cumplir con los objetivos del Acuerdo de París. Sin embargo, se espera que con el avance de las campañas de vacunación y la recuperación de la actividad económica, se retome el crecimiento y la situación vuelva lentamente a la normalidad. Ya hay señales de que la caída de las emisiones del año pasado será de corta duración a medida que la economía mundial se recupera y se levantan las restricciones. El mundo de a poco vuelve a la normalidad. Las emisiones también.

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La industria de los hidrocarburos comienza a dejar atrás la pandemia

Esta semana la secretaría de energía de la nación dio a conocer los datos de producción de petróleo y gas para el mes de mayo. Los datos mostraron un robusto crecimiento de la producción de ambos hidrocarburos, con el petróleo alcanzando máximos de un año y el gas llegando a valores que no se veían desde octubre de 2020.

La producción de crudo se ubicó el mes pasado en 504 mil barriles por día, marcando un crecimiento del 3,5% en lo que va del año. Este crecimiento fue respaldado por el incremento de los recursos no convencionales provenientes de Vaca Muerta, que crecieron más de un 10% en 2021, y ya representan el 30% de la producción del país.

La recuperación de la producción de petróleo se vio respalda por un incremento necesario de los precios, que semana a semana continúan creciendo y ya se ubican en US$ 75 por barril. Vale recordar que en auge de la pandemia, en el mes de abril de 2020, los mismos se ubicaban en menos de US$ 20. Este derrumbe se debió al colapso de la demanda a medida que el coronavirus obligaba a imponer cuarentenas estrictas alrededor del mundo. El consumo de crudo pasó en tan solo un meses de 100 millones de barriles diarios a menos de 75 millones.

Un dato muestra a las claras la importancia de Vaca Muerta, que está creciendo a un ritmo notable a pesar de la pandemia. Durante mayo, Neuquén (hogar de esta formación) alcanzó su mayor producción histórica de petróleo y, gracias a esto, se ha transformado en la principal provincia productora del país. El mes pasado, la misma produjo un total de 183 mil barriles por día. Todo parece indicar que a medida que la situación se vaya normalizando veremos un fuerte crecimiento de la producción neuquina. El propio gobernador Omar Gutiérrez remarcó que esperan finalizar el año produciendo 235 mil barriles.

Por su parte, Chubut fue la segunda provincia que más crudo aportó con un total de 142 mil barriles diarios, gracias a su yacimiento estrella (el más grande de petróleo convencional del país) Cerro Dragón, que sumó 80 mil barriles por día.

La producción de gas natural también tuvo una fuerte recuperación este último mes al crecer casi un 10% con respecto a abril y ubicarse en 121 mil m3 por día, alcanzando el nivel más alto en lo que va del año. La situación actual es completamente diferente a la de hace tan solo dos meses atrás cuando una serie de piquetes bloquearon los accesos a Vaca Muerta paralizando la principal región productora del país.

Gran parte de esta recuperación de la industria del gas es atribuible a la puesta en marcha del Plan Gas 4. Un programa de estímulo que está incentivando a las empresas que operan en el país para que aumenten su producción. El Plan gas, que fue lanzado en octubre del año pasado, les garantiza a las productoras un precio por su gas de US$ 3,70 el millón de BTU entre 2021 y 2023. Este valor es bastante menor que los precios de importación, para tener una idea este año se pagó un precio de US$ 7,35 por millón de BTU para el gas natural licuado proveniente desde el Medio Oriente.

Los precios del gas, al igual que los del petróleo, también han tenido un fuerte repunte por lo que es necesario reducir lo máximo posible los niveles de importación para evitar la salida de divisas. En el momento de lanzamiento del Plan Gas, el presidente Alberto Fernández había asegurado que con su puesta en marcha el país se ahorraría hasta US$ 5.500 millones hasta el 2023. Es por eso que es tan importante aumentar la producción de dicho fluido y bajo este programa de estímulo se espera nueva producción por un total de 70 millones de m3 diarios y un volumen adicional en el invierno.

Argentina tiene un consumo de gas natural marcadamente estacional. En verano consume  aproximadamente 130 millones de m3 por día y en invierno 160 millones de m3. En condiciones normales esto hace necesaria la importación de 20 millones de m3 de gas mediante GNL, de concretarse el objetivo propuesto en este programa, se sustituirán aproximadamente 18 millones de m3 de ese volumen. Igualmente estas cantidades se han agudizado debido al parate ocurrido en la provincia del Neuquén.

Si Vaca Muerta es importante para la producción de petróleo, en el gas lo es mucho más. La formación estrella de recursos no convencionales de nuestro país (Argentina es la segunda reserva de este tipo de recursos a nivel mundial) produjo en mayo 54 millones de m3 por día, casi el 45% de la producción total del país, y alcanzando el nivel más alto desde agosto del año pasado. El aumento se debe al crecimiento de la producción en las áreas gasíferas de Fortín de Piedra, Rincón del Mangrullo, El Orejano, Río Neuquén, El Mangrullo y La Calera pertenecientes principalmente a YPF y Tecpetrol.

A nivel provincial, Neuquén (al igual que sucede con el petróleo) es la principal productora de gas de Argentina al bombear 68 millones de m3 diarios, provenientes principalmente de Vaca Muerta y de su histórico yacimiento Loma La Lata (perteneciente a YPF). Esto constituye el 56% de la producción de Argentina.

La producción de petróleo y gas de mayo es una muestra evidente de que la industria petrolera nacional comienza a salir de la gran crisis que atravesó en 2020 debido a la pandemia de coronavirus. Igualmente, el camino de la recuperación recién comienza. Es clave haber vuelto a buenos niveles de producción, sin embargo el verdadero desafío consistirá en mantenerlos a lo largo del tiempo y que esta industria tan importante aporte de manera sostenida al crecimiento del país.

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La demanda de petróleo aumenta a pesar de las políticas por sustituirlo: el año que viene el barril podría llegar a US$ 100

“Una cosa está clara: en ausencia de cambios en las políticas, con el fuerte crecimiento proveniente de Estados Unidos, China, Europa, veremos una brecha cada vez mayor entre la oferta y la demanda. Esto podría traer una mayor presión hacia el alza de los precios del petróleo”

Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía

 

Los precios del petróleo alcanzaron máximos de dos años, superaron la barrera de los US$ 70 por primera desde mayo de 2019, dando una importante señal de que la economía mundial comienza a salir de la crisis del coronavirus y comienza a transitar los pasos hacia una nueva normalidad. El crudo de referencia Brent (el precio que corresponde al petróleo del Mar del Norte y se utiliza como referencia en nuestro país) superó los US$ 73 este lunes. El aumento de los precios se debe al crecimiento de la demanda de petróleo en medio del comienzo de la recuperación económica en los principales países del mundo a medida que se aceleran las campañas de vacunación.

Hay que recordar que en pleno auge de la pandemia, en abril de 2020, los precios del crudo llegaron a ubicarse en menos de US$ 20 debido al colapso de la demanda mundial a medida que las cuarentenas y demás restricciones se extendían alrededor del mundo. En tan solo unos meses el consumo mundial de petróleo pasó de 100 millones de barriles diarios a menos de 75 millones.

Junto con la recuperación de la demanda de petróleo, ha sido fundamental la tarea de restringir la oferta para apuntalar los precios, y quien ha llevado a cabo esa tarea este último año ha sido la coalición de los principales países exportadores de petróleo conocida como la OPEP+. Este grupo, liderado por Arabia Saudita y Rusia, ha recortado la producción mundial de petróleo en 9,7 millones de barriles por día en el pico de la pandemia. Ante la recuperación de la demanda, la OPEP+ bajará el nivel de recortes y en julio los mismos se ubicarán 5,5 millones de barriles diarios.

Mirando al futuro, la Agencia Internacional de Energía (brazo técnico-político de los países OCDE en materia de energía) señaló que espera que la demanda de petróleo supere los niveles previos a la pandemia para fines de 2022. El año pasado, el consumo se redujo en un récord de 8,6 millones de barriles diario promedio a medida que el coronavirus azotaba el mundo. Este año la Agencia estima que habrá una recuperación de más de 5 millones de barriles diarios a medida que los países comienzan a volver a la normalidad.

El petróleo continúa siendo la principal fuente de energía que mueve al mundo, más del 95% del transporte a nivel global funciona con derivados del mismo, y su precio es uno de los indicadores más fehacientes del estado de la economía mundial. Según el banco Goldman Sachs el petróleo no ha tocado su techo todavía y espera que el crudo Brent alcance los US$ 80 por barril en los próximos meses a medida que la demanda se recupera rápidamente. “El aumento de las tasas de vacunación está dando lugar a una mayor circulación (y con ellos consumo de combustible) en Estados Unidos, Europa y demás países desarrollados”. Además, Goldman aseguró que hay serias probabilidades de que la oferta mundial de crudo no pueda responder al fuerte crecimiento de la demanda, lo que potencialmente podría hacer subir los precios todavía más.

La Agencia Internacional de Energía, que está propulsando políticas energéticas activas para reemplazar al petróleo, coincide con la valoración de Goldman de que muy probablemente la oferta no pueda responder a la creciente demanda. El organismo de control de la energía con sede en París, que ha sido criticado después de su impactante descripción de cómo alcanzar emisiones netas cero para 2050, le solicitó a la OPEP+ que aumente la producción para que los precios no vuelen por los aires “la OPEP+ necesita abrir los grifos para mantener los mercados mundiales de petróleo adecuadamente abastecidos”.

Al mismo tiempo, la AIE también ha reiterado que las realidades del mercado están en desacuerdo con sus estrategias propuestas para alcanzar niveles netos de emisiones cero para 2050. Es probable que las críticas sean duras pero fundadas para la la AIE ya que pidió al mundo que deje de invertir en la industria de los hidrocarburos a partir del año que viene, que redoble las energías renovables y se comprometa con el Acuerdo de París, al tiempo que admite que la economía mundial sigue demandando cantidades crecientes de hidrocarburos y así lo será por muchos años. Las recomendaciones de la AIE pueden generar el efecto contrario, en vez de frenar el uso de petróleo y gas solo facilitará un gran aumento de los precios.

Según la agencia, la OPEP+ necesitará aumentar el suministro de petróleo al mercado en 1,4 millones de bpd para satisfacer la creciente demanda en 2022. Esta vez, las expectativas de demanda de la AIE coinciden con algunas otras, como la OPEP, o la EIA ( Agencia del Departamento de Energía de EEUU) que han manifestado desde antes que la demanda de petróleo va a aumentar sustancialmente. Algunos analistas van más allá y esperan que los volúmenes en 2022 sean más altos que los niveles de 2019, incluso a pesar del aumento de los precios del crudo.

Sin embargo, a pesar de las exigencias de la AIE para con la OPEP+, un potencial aumento de 1,4 millones de bpd no hará mella real en el mercado alcista actual. Incluso las exportaciones de petróleo adicionales de Irán (si es que logra llegar a un acuerdo con las potencias occidentales para volver al acuerdo nuclear de 2015 y así dar de baja las sanciones a su industria petrolera), solo mitigarán algunos de los riesgos al alza de los precios. El principal comodín en la actualidad es el shale estadounidense (principal fuente de producción de hidrocarburos de Estados Unidos), que podría ser incentivado por precios más altos del crudo para incrementar la producción, pero esto todavía no está tan claro

Hoy, la OPEP+ está nuevamente liderando el mercado mundial de la energía, sin importar las estrategias políticas o la postura de los accionistas activistas ambientales de las grandes empresas petroleras que están influyendo en sus decisiones. El mercado todavía es completamente adicto a los hidrocarburos, y esto no cambiará de la noche a la mañana. Como indica un nuevo informe de la AIE, la demanda aumentará en 5,36 millones de bpd en 2021 y otros 3,07 millones de bpd en 2022. A fines de 2022, se espera que la demanda global sea de 99,46 millones de bpd en promedio. Esta situación generó que Goldman Sachs, Bank of America, el Citibank y algunos analistas independientes proyecten un precio de US$ 100 por barril en 2022.

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Los subsidios a la energía requieren una mirada sistémica

Estas últimas semanas se ha generado una interna en el seno del gobierno  entre el Ministro de Economía, Martín Guzmán, y el Subsecretario de Energía Eléctrica Federico Basualdo por el tema de las tarifas eléctricas para el área metropolitana. El trato que dieron los medios de comunicación al conflicto ocultó, lamentablemente, la verdadera importancia de esta discusión: la cuestión energética es trascendental para la evolución de nuestras sociedades y fundamentalmente para la calidad de vida de la población. La discusión se redujo para algunos a una cuestión fiscal y para otros a una cuestión de poder. Tomar las cosas de esta manera sería caer en un grave error.

La cuestión de los subsidios a la energía eléctrica debe analizarse a partir de una comprensión sistémica, no sólo económica, de la problemática energética. Las decisiones en esta materia tienen que tomarse a partir de entender que vivimos en sociedades de altísimo consumo energético donde la calidad de vida de la población está asociada al acceso a la energía y que, por lo tanto, no es correcto tomar decisiones mirando sólo el aspecto fiscal.

El dilema de las tarifas es la punta del iceberg de la política energética de un país, la cual debe sustentarse en dos pilares:

  • Seguridad energética. La energía es el recurso maestro de la sociedad, y debe asegurarse su disponibilidad ininterrumpida a un precio asequible para productores y usuarios

 

  • La energía en las sociedades modernas es un derecho social, el que debe asegurarse a todos los habitantes, lo cual plantea una tensión esencial entre el valor redituable para las empresas y el precio accesible al usuario.

 

Surge entonces un primer dilema, ¿se pueden establecer las tarifas sin tener en cuenta la capacidad de la población para pagarlas?  No. El Estado debe mediar en esta tensión, fijando tarifas de distribución de la renta compatible con:

 

  • la oferta sustentable de energía

 

  • el consumo de la población

 

  • la competitividad de la economía

 

Para lograr estos objetivos, los subsidios a la energía son inevitables, la discusión está en el tamaño de los mismos y la oportunidad. Esto es así acá y en todo el mundo. En 2020, por ejemplo, Alemania subsidió en más de US$ 40.000 millones las energías renovables para que sus empresas no pierdan competitividad y la población tenga acceso a la misma.

 

Está claro que no se puede tener la mirada puramente fiscalista que tuvo Aranguren con su Excel sin tener en cuenta si la gente lo puede pagar. En palabras del ENRE: “de continuar vigentes los ajustes previstos en la Revisión Tarifaria Integral de 2017, así como la política de quita de subsidios al precio de la energía que implementó el gobierno de Cambiemos, las tarifas del servicio de electricidad en el AMBA serían hoy, en promedio, un 160% más elevadas”. ¿Alguien se imagina en un momento tan delicado como el que estamos atravesando que impacto tendría en el bolsillo de la población un aumento de este calibre? Solo empeoraría la situación. Finalmente el gobierno nacional decidió aumentar las tarifas en un 9%, en lo que parece será el único aumento de 2021.

La disyuntiva entre la necesidad de generar la energía y que la gente pueda pagarla no es algo propio de Argentina, esto sucede en mayor o menor medida en todo el mundo. Aunque en nuestro país esta cuestión se ve agudizada porque gran parte de la población hoy recibe un ingreso bajo, incluso muchos se encuentran en situación de pobreza. Es por esta razón que el Estado tiene que regular e intervenir subsidiando, no solo el flujo eléctrico sino también los combustibles. En Argentina el 60% de la electricidad se genera a partir del gas natural, por lo que si no hay ayuda estatal esto también se trasladaría directamente al costo de la electricidad.

 

Igualmente, debemos reconocer que altos niveles de subsidios no representan un marco ideal en el largo plazo. Esta semana, números dados a conocer por el Instituto Mosconi dieron cuenta de que los subsidios a la energía alcanzarán los US$ 10.000 millones, representando un 2,4% del PBI y bastante más alto que lo proyectado en el presupuesto para este año. Pero en la situación en la que nos encontramos subsidiar es imprescindible. Hay quienes se quejan de que en este marco se está subsidiando a sectores que no lo necesitan, lo cual es verdad, pero sería mucho más injusto dejar de subsidiar a quien si de verdad lo necesita.

 

No cabe duda que la situación fiscal del país es endeble, tanto por las consecuencias económicas del macrismo como por la nueva realidad generada por la pandemia, lo que limita la capacidad de intervención del estado y los subsidios. Pero no se puede dejar de analizar la oportunidad y definir prioridades.

 

El año pasado, la actividad económica a nivel nacional se contrajo más de 10 puntos y en la Ciudad de Buenos Aires, el distrito más rico del país, según datos del informe “Condiciones de vida en la Ciudad de Buenos Aires”, 82.000 personas pasaron a situación de pobreza y 83.000 dejaron de ser clase media.  Casi 100.000 personas perdieron su ocupación, la mayoría pasando a la inactividad, el desempleo se ubicó en 10,1% y la tasa de subocupación trepó al 12,5%. Los números en el Gran Buenos Aires son mucho peores, un 51% de pobres y 15% de indigentes según el último relevamiento del Indec.

 

Ante este panorama, es un error tomar decisiones tarifarias basadas sólo en el aspecto económico. La energía es un campo de conocimiento interdisciplinario donde confluyen las ciencias sociales y las naturales que definen distintas dimensiones de análisis: Económica, Política, Social, Ambiental y Científico/Técnica. Retomando el debate de estas últimas semanas, desde economía simplificaron la complejidad de la problemática energética en una dimensión, la económica, para tomar decisiones sobre las cuestiones tarifarias cosa por demás desacertada. Por su lado, desde el ala más energética del gobierno se están moviendo con una visión sistémica sobre esta problemática, incluyendo en su análisis también las dimensiones políticas y sociales. A mejor metodología, mejores decisiones.

 

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La agenda climática de Biden ¿Una cuestión de soberanía?

 

“Nuestro trabajo es hacer brillar una luz en lugares donde la gente podría no querer que brille y, claramente, vamos a apoyar lo que es el tema más importante de la agenda de política exterior internacional para este país y para el planeta, que se refiere a la emergencia climática, y por supuesto que tenemos un papel en ese espacio. Cuando las personas se adhieren a compromisos sobre el cambio climático, tal vez sea nuestro trabajo asegurarnos de que lo que realmente están haciendo refleje lo que han firmado. Significa que el MI6 supervisará a los grandes países industriales para garantizar que cumplan sus compromisos de combatir el aumento de las temperaturas globales.”

Richard Moore, jefe del servicio de inteligencia exterior del Reino Unido

 

En una cumbre climática virtual con 41 líderes mundiales, el presidente norteamericano, Joe Biden, dio a conocer a finales del mes pasado un ambicioso Plan Climático para los próximos 10 años que ha propuesto reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de EEUU en un 50-52% para 2030. Esto representa casi el doble del compromiso que había tomado EEUU bajo la administración de Obama tras el Acuerdo de París de 2015. Los expertos aseguran que ni el propio Biden sabe cómo lograr este objetivo y que es muy difícil de lograrlo. En realidad, el compromiso del 50% es respecto a las emisiones de 2005, no respecto a las emisiones actuales. Esto significa que la baja real será, si se consigue, sería un 30%. El compromiso que asumió Obama en la cumbre de Paris no parece que pueda alcanzarse, así que el de Biden es todavía mucho más complicado.

En su momento, Obama aprovechó que respecto a 2005, las emisiones en 2016 ya se habían reducido un 11% gracias a la utilización de la fractura hidráulica para la producción de hidrocarburos. Esta controvertida técnica así ha interpelado a muchos ambientalistas ya que si bien ha generado una serie de cuestiones (como por ejemplo el uso de grandes cantidades de agua) también ha permitido el reemplazo acelerado del carbón por el gas natural en EEUU. Esto fue posible solo por el desarrollo de los recursos no convencionales que utilizan la fractura hidráulica para ser extraídos. Hay que ser muy cautelosos a la hora de hablar de la cuestión climática, suele suceder que la sola mención de la palabra «clima» hace que muchas personas, y principalmente los líderes políticos, pierdan capacidad de análisis crítico y utilizan el tema como una muletilla políticamente correcta que hay que mencionar en cada discurso.

En este contexto, Biden, el convocante de la cumbre, tenía la intención de utilizar la reunión para persuadir a los países emergentes a ser más agresivos con sus objetivos de reducción de emisiones. Existen realmente una serie de interrogantes a la hora de hablar de la emergencia climática y las causas que están provocando el aumento de las temperaturas medias en nuestro planeta. Es un tema controvertido para la ciencia, porque no estamos ante una ciencia experimental que puede contrastar sus modelos explicativos.

Pero lo que puede ser controvertido para la ciencia no lo es para la política, y la cumbre de Biden lo reafirma, el tema del cambio climático se ha convertido en un factor de gobernanza global donde los países desarrollados quieren obligar a los países en desarrollo a sumarse a esta cruzada limitando así sus posibilidades de crecimiento y avanzando en algunos casos sobre la propia soberanía. EEUU emite el 15% de los gases de efecto invernadero, China el 30% y Argentina solo el 0,6%. Viendo estos números, no tiene mucho sentido actualmente para nuestro país sumarnos a la agenda climática de los países desarrollados que tiene objetivos geopolíticos para salir de la dependencia de los hidrocarburos. Mientras Shell, por ejemplo, ha revelado que espera que el 75% de sus reservas probadas de petróleo y gas se agoten para 2030 y casi todas para 2050, un análisis reciente de la consultora Wood Mackenzie proyectó que la demanda de petróleo en la región de Asia Pacífico podría aumentar en un 25% para 2040 en comparación con los niveles de 2019.

En Australia, por ejemplo, Daniel Wild, director del Institute of Public Affairs, uno de los think tanks más prestigiosos de ese país, declaró “La presión de la administración Biden y los líderes mundiales sobre Australia es un ataque a la soberanía australiana. El primer ministro Morrison debe resistir el intento de Joe Biden de interferir en la política nacional de cambio climático para Australia. Un objetivo de cero emisiones netas es un ataque al estilo de vida australiano y desencadenará una catástrofe humanitaria y económica en las distintas regiones australianas”

Hasta tal punto el tema de las políticas globales sobre cambio climático empiezan a generar problemas soberanos que algunos países como el Reino Unido empiezan a tomar posturas imperiales. En el último número de la revista Environmentals Affairs, el ex Secretario de Relaciones Exteriores Lord Hague plante que “…En el pasado, el Reino Unido ha estado dispuesto a utilizar ejércitos para asegurar y extraer combustibles fósiles», pero en el futuro se enviarán ejércitos para garantizar que no se extraiga petróleo y para proteger los entornos naturales. Y refiriéndose a Brasil y el Amazonas predice que “…a medida que el cambio climático asciende en la jerarquía de cuestiones políticas importantes, será cada vez más difícil conciliar nuestra política de cambio climático con un acuerdo de libre comercio con un país que despeja un área del tamaño de un campo de fútbol del selva amazónica cada minuto”.

A su vez, Richard Moore, el nuevo jefe del servicio secreto del Reino Unido M16, sugiere que países como China serán vigilados para garantizar que se cumplan los compromisos climáticos y describió el cambio climático como el «elemento de política exterior internacional más importante para este país y para el planeta». La geopolítica del cambio climático parece acentuarse.

Puntualmente en nuestro país, la pandemia de coronavirus ha venido a acentuar una delicada situación económica. El año pasado, la actividad económica a nivel nacional se contrajo más de 10 puntos y casi la mitad de la población se ubicó por debajo del umbral de la pobreza. La cuestión energética ha sido uno de los temas predominantes estos últimos días debido a los subsidios a la electricidad. En este contexto, Argentina debe tomar las decisiones que crea convenientes en materia energética que permitan ayudar a retomar la senda del crecimiento basándose para ello en su propia agenda, que atienda sus propias necesidades, y no en una impuesta desde afuera.

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Cuáles son los números que complican la prórroga de la ley de biocombustibles

El lobby de los biocombustibles logró que casi un centenar de proyectos de ley esperen su tratamiento en el Congreso para sostener los beneficios fiscales a su producción, que en los últimos 15 años le representaron al Estado un costo superior a los USD 7.400 millones. En la Casa Rosada reconocen que los biocombustibles se transformaron en un gran problema para las cuentas fiscales y se debaten en estos días cómo encauzar el asunto: el Ejecutivo podría dejar caer el esquema, prorrogarlo o enviar al Congreso un nuevo proyecto que rearme el escenario.

En mayo vencerá el esquema de algunos beneficios fiscales para los biocombustibles, no así su utilización ni obligación de corte con la nafta y el gasoil. No dejará de exigirse la utilización de 10% de biodiesel en cada litro de gasoil y de 12% de bioetanol en el litro de nafta. Ni siquiera el beneficio impositivo de no abonar el impuesto a los combustibles, porque ese favor también lo tienen protegido desde 2018 a través de la ley 23.966 de impuestos a los combustibles.

De mantenerse la oposición del Gobierno a prorrogar el esquema actualmente vigente, las empresas productoras de biocombustibles perderían la posibilidad de devolución anticipada de IVA o la amortización acelerada para el impuesto a las Ganancias para las nuevas plantas que se construyan. Además, dejarían de tener un sistema de precios regulados por el Estado y el otorgamiento de cupos discrecionales que cada mes asigna la Secretaría de Energía para cada planta. Deberán competir libremente, por precio y calidad, entre todos los productores del mercado.

Algunos legisladores nerviosos por la indefinición, particularmente de la provincia de Córdoba, reconocieron que el presidente Alberto Fernández les advirtió que habrá que repensar el sistema lanzado en 2006, cuando el barril de petróleo cotizaba por encima de los 100 dólares y los combustibles elaborados a partir de soja, maíz y azúcar permitían soñar con una baja sensible de los precios en las estaciones de servicio.

“El desarrollo de los biocombustibles a nivel mundial estuvo impulsado por necesidades geopolíticas de Estados Unidos y la Unión Europea para salir de la dependencia del petróleo”, asegura Martín Bronstein, presidente del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (Ceepys).

“En 2006, casi el 70% de las exportaciones de crudo provenían de la OPEP y Estados Unidos importaba más del 60% de lo que consumía. Era una cuestión de seguridad nacional para esos países desarrollar alternativas al petróleo”, explicó Bronstein.

Poco tiempo después, Estados Unidos encontró la reserva de petróleo no convencional más grande del mundo y dejó de depender de terceros países, el precio del crudo se estabilizó hacia la baja, las commodities agropecuarias aumentaron y el sueño de combustibles de origen agropecuario se vino a pique.

Pero en la Argentina el esquema se sostuvo e inclusive intensificó, aumentando paulatinamente los porcentajes obligatorios con que los biocombustibles debieron mezclarse con los obtenidos a partir de petróleo.

“En estos 15 años, el costo de los biocombustibles ha resultado sistemáticamente más elevado que el de los combustibles fósiles, lo que ha derivado en un mayor costo de los combustibles en el surtidor”, aseveró Nicolás Arceo, ex vicepresidente de Administración y Finanzas de YPF y actual director de la consultora Economía & Energía.

Ese mayor costo de los biocombustibles fue parcialmente compensado a través de la exención del impuesto a los combustibles líquidos, lo que “generó una merma en los ingresos fiscales tanto de la Nación como de las provincias, porque se trata de un impuesto coparticipable”, señaló.

Según Arceo, en 15 años el esquema de promoción impositiva actual para los agrocombustibles tuvo un débito fiscal de US$ 6.000 millones por menor recaudación de impuestos y una pérdida de divisas de US$ 1.400 millones por aceite de soja y maíz que dejó de exportarse (y por consiguiente, de pagar retenciones) para ser volcado al mercado interno.

Fuente: https://www.infobae.com/economia/2021/03/18/cuales-son-los-numeros-que-complican-la-prorroga-de-la-ley-de-biocombustibles/

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Vaca Muerta comienza a levantarse

La gran esperanza energética argentina está comenzando a despertar luego del coronavirus, la actividad en la formación de gas y petróleo no convencional Vaca Muerta se ha disparado y con ello se ha generado un aumento importante en la producción de hidrocarburos. La misma ha crecido un asombroso 7% de diciembre a enero, pasando de 129 a 138 mil barriles de petróleo por día y estableciendo nuevos récords de producción históricos. Además, estos números son superiores incluso a los valores previos a la pandemia. Vaca Muerta ya representa casi el 30% del petróleo de nuestro país. La producción de gas natural también creció un 2% el primer mes del año en comparación con diciembre.

Hay dos indicadores fundamentales para analizar el ritmo de evolución de una formación no convencional. Las etapas de fractura y los equipos de perforación en actividad. En cuanto al primero, datos obtenidos por la consultora S&P Global Platts muestran que hubo 662 etapas de fractura en Vaca Muerta en enero de 2021, aproximadamente el doble de las 340 etapas reportadas para el mismo mes del año anterior. Es debido a esto que la producción de petróleo en Vaca Muerta está creciendo a un ritmo impresionante. La otra medida clave para medir el nivel de actividad, los equipos de perforación han venido creciendo de manera sostenida desde Abril (mes en que se pararon todos los equipos) y los mismos se han más que duplicado desde septiembre, alcanzando un total de 38 equipos en actividad.

Una serie de factores han sido los desencadenantes para esta nueva y alentadora situación. En primer lugar, la demanda de petróleo a nivel mundial y en nuestro país continúa recuperándose y Vaca Muerta es una gran fuente de estos recursos. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) estima que actualmente la demanda ha superado ya los 96 millones de barriles por día. Para tener una idea, en el pico de la pandemia ocurrido en abril el consumo de crudo se derrumbó a menos de 75 millones de barriles diarios. El sector energético a nivel mundial fue uno de los más afectados por el coronavirus debido a que se frenaron los autos, los aviones y las industrias, los principales sectores consumidores de productos derivados del petróleo. Vale destacar que antes de la pandemia, el mundo consumía poco más de 100 millones de barriles por día, la OPEP estima que para fin de año la demanda mundial de crudo ronde los 99 millones de barriles diarios.

La recuperación de la demanda y los recortes de la OPEP+ han generado un escenario de estrechez en la oferta de petróleo que se ha traducido en la recomposición de los precios del petróleo a niveles superiores a los de la prepandemia. El crudo de referencia Brent del Mar del Norte, que se utiliza como referencia en Argentina, llegó a valer US$ 15 en abril del año pasado. Hoy ya se acerca a los US$ 70. Vaca Muerta necesita para ser rentable y aumentar la producción un precio base de al menos US$ 45. Los precios actuales son un impulso a la inversión.

Otro factor fundamental fue la decisión del gobierno de empujar la actividad en Vaca Muerta para cuidar los niveles de producción y los puestos de trabajo. Es por esta razón que ha establecido en momentos donde los precios del petróleo se encontraban por el piso un “barril criollo” que le garantizaba a los productores un precio de US$ 45 el barril. Por el lado del gas natural, el gobierno nacional definió la implementación del Plan Gas, estableciendo un precio sostén para el gas de Vaca Muerta cercano a los US$ 3,7 el millón de BTU.

Por último, es fundamental para el crecimiento de Vaca Muerta contar con YPF, una empresa nacional con decisión política para liderar el desarrollo de esta formación no convencional. La firma nacional anunció hace unos días que invertirá US$ 2.700 millones en el desarrollo de petróleo y gas durante 2021. El liderazgo de YPF se observa en el rápido crecimiento de su producción en Vaca Muerta, ya produce 83 mil de los 128 mil barriles diarios de la formación y en la cantidad de etapas de fractura 412 (de un total de 662). La petrolera estatal fue la que comenzó con el desarrolló de Vaca Muerta allá por el año 2012.

Vaca Muerta es una de las formaciones de recursos no convencionales más importantes del mundo. La misma se encuentra ubicada principalmente en la provincia del Neuquén pero también abarca zonas de las provincias de Mendoza, La Pampa y Río Negro. Para tener una idea de su importancia, Argentina es la cuarta reserva mundial de petróleo no convencional (de los cuales Vaca Muerta representa las dos terceras partes) con más de 27.000 millones de barriles, dándole al país al ritmo de consumo actual reservas de crudo por más de 100 años. Además, nuestro país es la segunda reserva mundial de recursos no convencionales de gas natural con 802 billones de pies cúbicos, de los cuales 308 corresponden a Vaca Muerta.

La clave ante este escenario es lograr la sustentabilidad en el desarrollo de Vaca Muerta. Para esto es necesario seguir mejorando la eficiencia en la perforación para bajar costos, seguir aplicando tecnología para aumentar la productividad de los pozos y dar previsibilidad para que las inversiones necesarias sigan apalancando el crecimiento de la producción. En este contexto, la nueva ley de hidrocarburos que está comenzando a discutirse puede tener un rol fundamental. Si bien los recursos convencionales son y seguirán siendo importantes en nuestro país, no hay futuro exportador de petróleo y gas sin Vaca Muerta.

Fuente: https://politicaymedios.com.ar/nota/16310/vaca-muerta-comienza-a-levantarse/

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Todas las petroleras son empresas políticas, YPF también

En estas últimas semanas YPF volvió a ser objeto de discusión en los medios de comunicación a partir del cambio de su presidente, la renegociación de su deuda y el alza del precio de los combustibles. Lamentablemente, el tema se trata con poco rigor, trascendidos sin sustento y noticias engañosas que tienen claramente una intencionalidad política. Es entendible, YPF como toda empresa petrolera trasciende las cuestiones económicas y, en nuestro país, YPF está asociada a nuestra historia y a nuestra identidad.  Para ciertos especialistas formados  en una engañosa tradición liberal dentro del radicalismo, y que fueron parte de la conducción de YPF durante el gobierno de Macri, esto es un demérito. Piensan así porque no entienden la complejidad de la cuestión energética y simplifican ad extremum las categorías de análisis, entre las cuales están las cuestiones históricas y geopolíticas . Si fuera por sus esquemas mentales de eficiencia económica, YPF nunca se hubiera creado y Frondizi  debería ser considerado un error histórico.  YPF hoy es una empresa mixta que nació con objetivos políticos, lo que no niega, al contrario, reafirma la necesidad de tener buenos resultados económicos para poder cumplir con esos objetivos y también tener en cuenta los intereses de los accionistas.

El sistema petrolero mundial está estructurado a partir de grandes empresas que producen los casi 95 millones de barriles diarios que hoy el mundo todavía en pandemia necesita para su funcionamiento. Sin petróleo se para el mundo y colapsa nuestra civilización. Esta tensión apocalíptica hizo que las compañías petroleras, además de sus intereses económicos, hayan cargado a través de la historia con un mandato político impulsado por sus gobiernos: Abasteced al mundo de petróleo, extráelo de adonde este se encuentre y llevadlo a nuestros países. YPF nace para defender nuestros recursos de ese mandato y lograr nuestro autoabastecimiento.

Sólo en muy pocos momentos de su historia  YPF logró cumplir con este mandato que requería fortalecer a nuestra petrolera con recursos financieros que nunca tuvo. El primer intento serio para revertir esta situación lo propone Perón quien comprendió la importancia de la inversión privada para el desarrollo de YPF y los recursos petroleros de nuestro país. Intenta entonces un acuerdo con la Standard Oil de California, hoy Chevron. Ese acuerdo fue boicoteado por el radicalismo de entonces, donde Frondizi llevó la voz cantante como opositor. Perón llamó a los que  habían mantenido esa actitud como “nacionalistas de opereta que nos hacen peor con sus estupideces que los imperialistas con sus vivezas”.  En 1958, Frondizi llega a la presidencia con el apoyo del peronismo proscripto y formula un audaz plan para lograr el autoabastecimiento, firmando contratos con empresas extranjeras muy similares a los que había intentado firmar el peronismo. El plan fue un éxito y en poco tiempo Argentina logró el autoabastecimiento, pero derrocado Frondizi, el gobierno radical de Illia que asume en 1962 anula esos contratos  generando grandes costos para el país, la pérdida del autoabastecimiento y la vuelta a la importación de petróleo.  En 1985, Alfonsín reconoció públicamente como un error histórico la anulación de los contratos petroleros, pero el daño estaba hecho.

Luego, en 1985 Alfonsín lanza el plan Houston para tratar de dar respuesta tibiamente a la caída de las reservas de petróleo, pero el plan estuvo muy lejos de cumplir con los objetivos . Se necesitaba una reestructuración más profunda del sector que estaba altamente regulado y con una YPF muy ineficiente que llegó a tener 50 mil empleados.

Esta debilidad de YPF y del sector petrolero después del gobierno de Alfonsín permitió que se tomaran medidas  extremas para revertir la situación.  El gobierno de Menem, apoyado por los gobernadores, reestructura el sector petrolero y en 1993 se privatiza YPF, donde el Estado Nacional mantiene el control de la empresa con el 20% del capital y la “acción de oro”. Llegan importantes inversiones y la empresa se profesionaliza, pero como contrapartida se generaron importantes problemas sociales que derivan en cuestiones políticas. La producción de YPF crece rápidamente y el país alcanza el autoabastecimiento en pocos años. Sin embargo, se descuidó la inversión en exploración lo que generó una disminución en las reservas. En 1999, Menem decide, con el objetivo de prolongar el plan de convertibilidad, vender el 100% de YPF a Repsol. Con esta venta, YPF deja de ser YPF y pasa a ser Repsol YPF, una empresa que, siguiendo la lógica de las empresas totalmente privadas deja de tener como objetivo principal el desarrollo hidrocarburífero de nuestro país y establece una estrategia de crecimiento global, usando las ganancias que obtenía en nuestro país para invertir en Angola o Brasil. Una lógica de negocios políticamente inaceptable.

En 2007, el entonces presidente Néstor Kirchner, con el objetivo de cambiar esa lógica, impulsa el ingreso de capitales nacionales  a YPF, lo que le permitió tomar posición en el desarrollo de Vaca Muerta. En 2010, YPF perfora el primer pozo no convencional de gas en Argentina y comienza a adquirir áreas en esa formación, de tal forma que hoy YPF tiene el 40% de la superficie de Vaca Muerta.

En 2012, el mundo se enfrentaba a una posible crisis petrolera porque la oferta de crudo convencional estaba llegando a su máximo y la demanda global seguía aumentando impulsada por el crecimiento de China. Cristina Kirchner decidió entonces acelerar el desarrollo de los recursos de Vaca Muerta. Para esto, decide la expropiación del 51% de las acciones de YPF que tenía Repsol y que el estado retome el control del a empresa. Fue una sabia decisión política de seguridad energética. Nace así la YPF mixta con el mandato de hacer de Vaca Muerta una realidad y lograr el autoabastecimiento de manera sustentable. El único sector político que se opuso a esta recuperación fue el macrismo.

Hoy, YPF está sufriendo principalmente las consecuencias de los cuatro años de gestión macrista que la dejaron en una posición muy débil y de alta vulnerabilidad. Durante el gobierno de Macri no se tomó en cuenta el valor estratégico de YPF y funcionó con la lógica de una empresa privada sin compromiso con el país. La gestión en ese período fue errática, disminuyeron las inversiones en Vaca Muerta, aunque se invirtió en comprar centrales térmicas de generació y hasta monopatines eléctricos, y se creó YPF Luz para invertir en energías renovables, un negocio que está fuera del foco de la compañía. Además, se el aumento el ratio de deuda/ebitda de 1,5 a 2,7, un problema que tuvo que renegociar la gestión actual de la empresa.

Una vez más, la historia nos demuestra que los mejores años de YPF  fueron peronistas.

 

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