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En el año 2013, la EIA (la agencia oficial de estadísticas de energía de gobierno de los Estados Unidos de América) nos sorprende dando a conocer que Argentina es el tercer recurso de gas de extracción no convencional (shale) del mundo. Y que este recurso significaría una gran posibilidad para nuestro desarrollo energético. Hasta entonces, salvo los especialistas, no se tenía muy en claro el tema shale, y su repercusión. A partir de ese momento se comienza a focalizar nuestra atención en las características del mercado energético norte americano con mucho más interés. Resultado: vemos que EUA, que hasta ese entonces era deficitario en crudo y en gas, había comenzado a revertir su situación y a proyectar un autoabastecimiento de gas para el 2017 asi como un incremento del 50% en su producción de crudo a concretarse en un horizonte de dos-tres años. ,
Recordemos que en el año 2013, el precio del crudo WTI era de 100 u$d-bbl, y Argentina importaba LNG (Gas natural licuefaccionado-enfriado) a 16 u$d-MMBTU. Desde el punto de vista del desarrollo de energías caras, o nuevas tecnologías para extraer hidrocarburos, un crudo a 100 u$d-bbl y un gas de licuefacción que se comercializaba en el mundo a valores nunca vistos, representaban excelentes oportunidades de negocios, para que los países importadores de energía, pudiesen desarrollar sus recursos caros de extracción. Argentina no lo hizo.
Esta situación de hidrocarburos con precios altos y desarrollo de tecnologías se mantiene hasta fines del 2014. Es en ese momento, cuando Arabia Saudita decide no reducir su cuota de aporte de crudo al mercado internacional y el precio del crudo cae a 50 u$d-bbl, hasta llegar a 30 u$d-bbl en febrero de 2016. Luego se recupera levemente y en la actualidad esta en torno de 50 u$d-bbl. Los mercados financieros, ven aterrorizados el cambio, pues un porcentaje importante de su porfolio era inversiones de petroleras con el objetivo de desarrollar la extracción no convencional (shale). ¿Podrían sustentarse nuevas inversiones en el sector del shale, ante tan escalofriante escenario de hidrocarburos con bajos precios?
Entonces la industria empieza a tratar de optimizar el costo de extracción que hiciera viable el shale y las variables de las cuales depende. Los agoreros, auguraban su muerte.
Veamos el comportamiento de EUA. La producción de crudo en el 2010 era de 5 Millones de barriles por dia, en el 2013 (en plena revolución shale) fue de 9,5 (casi duplica la del 2010) y actualmente está estabilizada en 9. O sea la caída de producción estrepitosa no se produjo, aun con un crudo a 50 u$d/bbl.
Si hablamos de gas natural, en 2010 su producción era de 1500 Millones de m3 por día (MMm3/d) y 200 MMm3/d de importación neta, mientras que en el 2016 fue de 2053 MMm3/d con una importación de solo 50. Concluimos que el shale está muy saludable, aun con precios de hidrocarburos a la mitad de hace siete años.
¿Cómo se presenta el futuro para Argentina? Tengamos en cuenta que nuestro país: (i) está recomponiendo precios de gas natural en boca de pozo, (i) importa 30 MMm3/d, casi el 30% de su demanda, (ii) aun con la importación, hay demanda insatisfecha tanto industrial como de generación eléctrica, (iv) requiere aumentar la producción y favorecer el desarrollo de no convencional (shale y tight). Ante esta realidad, estimamos que durante los próximos seis años el balance de importación ira decayendo y el precio del gas en mercado interno estará supeditado a un import parity. Por el contrario si Argentina comienza posteriormente a tener excedentes, nos transformaríamos en formadores de precio export parity. De manera que en ambos casos evaluar el precio internacional de los hidrocarburos y en particular el GNL es de gran importancia para establecer el precio doméstico.
Retomando el hilo de la producción de gas de Norte América, podemos concluir que una baja en precio de crudo no ha impactado fuertemente en su producción. Por el contrario, gracias al no convencional y a la adecuación de sus costos, se proyecta con un crecimiento sostenido transformándose en un importante exportador de GNL (300 MMm3/d en el 2023) según la EIA y por lo tanto en formador de precio en la cuenca Atlántica, inclusive en un escenario moderado de precio de crudo.
¿Qué precio de GNL en la Cuenca Atlántica se proyecta para el año 2023 con un EUA exportador? Se estima que el precio puesto en Buenos Aires será entre 6 y 7 u$d/MMBTU. Podemos argumentar, entonces, que hay precio para el desarrollo de nuestro no convencional. ¿Lograra Argentina en el 2023 llegar al autoabastecimiento, y comenzar a llenar los gasoductos de exportación? ¿Monetizar la riqueza de los líquidos del gas (otro negocio asociado)? EUA nos esta mostrando el camino a seguir, con un esfuerzo importante para nuestra escala aunque muy inferior ante lo realizado por Norte América. La Argentina tiene todos los medios para lograrlo y el escenario internacional de precios no será un impedimento.
