Impactos energéticos muy distintos enfrentan Argentina, Brasil y Chile, ante la crisis económica provocada, o agravada, por un enemigo común, la pandemia de la covid-19
Argentina despertó el 19 de mayo con el precio nacional del barril de petróleo (de 159 litros) fijado a 45 dólares por decreto presidencial, con vigencia hasta fin de año, como una medida de emergencia para sostener el sector de hidrocarburos y preservarlo para una posible recuperación en el futuro.
Resultó una noticia fresca en la XXIX Conferencia de Energía La Jolla, que se realiza del lunes 18 al viernes 22, organizada por el Instituto de las Américas de forma virtual, ante la imposibilidad de reunir más de 50 ponentes en su sede en ese distrito costero de la ciudad de San Diego, en el estado estadounidense de California.
La pandemia provocada por el coronavirus SARS-Cov-2 y un aumento de la producción saudita anunciado el 10 de marzo provocaron un desplome de los precios petroleros y el consecuente riesgo de quiebras en el sector.
Ese fue uno de los contextos para los ponentes en la Conferencia el martes 19, una jornada dedicada a analizar la situación energética del Cono Sur americano.
En Argentina el coronavirus no cambió mucho la situación. «Ya habia recesión, con gran expectativa del sector energético, especialmente de hidrocarburos, pero luego vino el colapso de precios», comentó José Luis Manzano, presidente de Integra Capital.
“Habrá una recuperación de precios, pero vamos a navegar en los próximos años con precios más bajos, con posibles picos. Pero en mi proyección no los veo arriba de 40-45 dólares por barril de petroleo. En Argentina se produce a 25-29 dólares», acotó.
Brasil no escapó a los daños, pero su estatal consorcio petrolero Petrobras celebró en abril un récord en sus exportaciones, de un millón de barriles diarios de petróleo, cerca de 60 por ciento a China.
Además sus refinerías, cuya operación cayó a 53 por ciento de su capacidad en abril, volvieron a 71 por ciento en lo que va de mayo, poco por debajo de 76 o 77 por ciento anterior, indicando una recuperación del mercado interno, según José Mauro Coelho, secretario de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles del Ministerio de Minas y Energía.
Chile a su vez, importador de hidrocarburos favorecido por los bajos precios, ve en la crisis “una oportunidad para impulsar un modelo energético más sustentable”, con reducción de las fósiles y “descarbonización industrial y residencial”.
La meta es cumplir el compromiso climático de emisión neutra de gases invernadero hacia 2050 y 20 años antes tener 70 por ciento de electricidad de fuentes renovables, anunció el subsecretario de Energía chileno, Francisco López, durante su participación en el encuentro.
“No veo el gobierno empujando la energía solar o eólica” en Argentina, evaluó Manzano, quien identifica posibilidades de grandes inversiones en centrales hidroeléctricas, incluso con apoyo alemán, y en hidrocarburos, entre otros sectores.
Vaca Muerta, una formación geológica en la provincia de Neuquén, en el suroeste del país, es la gran esperanza argentina de incrementar fuertemente la producción nacional de petróleo y gas natural.
Pero se trata de extracción desde rocas o esquistos, por la tecnología de fractura hidráulica (fracking en inglés), cuyos costos generan dudas sobre su viabilidad económica. En una encuesta en la conferencia, el mismo martes 19, 82,2 por ciento de los participantes opinaron que no es viable.
Pero sí es viable, evaluó Manzano y otros participantes argentinos durante el encuentro. «El gran reto es el costo de Vaca Muerta, donde el costo puede estar en 36-38 dólares el barril, dependiendo de los bloques. Es muy ajustado», sostuvo.
“La formación no es homogénea, pero tiene rocas muy productivas de hidrocarburos de primera calidad, donde se puede aumentar la productividad”, aseguró Guilhermo Nielsen, presidente de YPF, la estatal empresa petrolera argentina.
“Es y seguirá siendo viable por mucho tiempo, aún no conocemos toda su potencialidad”, reforzó el subsecretario de Hidrocarburos en el Ministerio de Desarrollo Productivo, Juan José Carbajales.
“Puede serlo a largo plazo, si se amplía su producción y se reduce costos. Tiene geología prometedora y recibió pocas inversiones hasta ahora, cerca de 13000 millones de dólares”, matizó ThomazFavaro, director de Riesgo Político en el Cono Sur de la consultora global Control Risks.
Pero el sector energético, como la agricultura, predomina en la economía argentina cuyo gran problema es la inestabilidad de reglas, lo que sumado a las dificultades con inflación y la deuda externa, aleja inversionistas, advirtió a IPS desde São Paulo, donde vive.
Además con el aislamiento social y la recesión generalizada debido a la pandemia, “desaparecieron compradores y no hay solución a corto plazo”, acotó.
Ese es un desafío que observa también Manzano, al reconocer que “el gobierno no puede crear demanda, ni local ni internacional”. Pero hay “ventanas no exploradas” como los fertilizantes, “quizás una salida para el gas y la petroquímica”.
Con el gran depósito de potasa en Mendoza, cerca de Vaca Muerta, ese compuesto de potasio y el gas se suman para buscar ese mercado. El transporte público a gas, con automóviles y buses, sería otra ventana.
En el mercado externo, habrá que recuperar importadores, acotó Manzano. Chile, por ejemplo, tuvo interrumpido el suministro argentino, volcado a la demanda interna durante el invierno, y buscó alternativas en el Pacífico, más caras por las distancias, pero confiables.
El gas natural licuado (GNL), transportable, es otra alternativa. Sus exportaciones a Asia, donde es invierno cuando el verano permite excedentes en Argentina, sugiere Favaro. Pero recuerda que la reducida demanda mundial intensificó la competencia y redujo demasiado el precio.
En esa crítica situación, bienvenido el “barril criollo”, como se denomina en Argentina al precio fijado por decreto para el petróleo a 45 dólares el barril, “un incentivo que marca una ruta y abre la puerta para discutir los costos en la cadena de suministro”, saludó Manzano.
Ese precio se fijó tras amplia discusión con todos los sectores involucrados, vale hasta fin de 2020 o cuando el crudo Ice Brent Primera Línea supere 45 dólares durante 10días consecutivos, explicó Carbajales. Habrá revisiones cada trimestre.
El subsecretario de Hidrocarburos reconoce las ventajas del GNL y de conquistar el mercado vecino de Brasil, que incluye un viejo proyecto de gasoducto.
Puede ayudar en eso el plan brasileño de desarrollar su Nuevo Mercado del Gas, con una reglamentación pendiente de un proyecto de ley en trámite parlamentario, aplazado por la emergencia sanitaria de la pandemia.
El gas natural (GN) representa solo 12,9 por ciento en la matriz energética brasileña, contra 36,2 por ciento del petróleo y 11,9 por ciento de la hidroelectricidad, según el Ministerio de Minas y Energía.
El GN es necesario para la expansión de las fuentes renovables, como eólica y solar, como sostén del sistema eléctrico nacional y para sustituir el diesel en generación en la Amazonia, por ejemplo, arguyó Decio Oddone, exdirector de la reguladora Agencia Nacional de Petróleo.
Además de la importación, que ya se hace por un gasoducto desde Bolivia, Brasil empieza a incrementar fuertemente su producción en aguas marítimas profundas del presal (yacimientos bajo una capa de sal), cuya viabilidad también produjo interrogaciones.
No hay dudas sobre la viabilidad del presal, opinó Clarissa Lins presidenta del Instituto Brasileño de Petróleo en la conferencia La Jolla en que todos participaron desde sus residencias u oficinas. Petrobras, su mayor productora, considera 21 dólares el precio de equilibrio del barril producido en esa área.
El presal, donde ya operan grandes petroleras, es “atractivo por su bajo riesgo de exploración, grandes volúmenes de hidrocarburos y su bajo índice de azufre, que atiende a exigencias marítimas y de calidad de los combustibles”, resumió Coelho, secretario de Petróleo.
Con aportes de Emilio Godoy desde Ciudad de México.
Ed: EG
