El déficit energético

¿Hasta cuánto llegará?

7 de junio, 2013

El déficit energético

Los problemas de autoabastecimiento no son nuevos para el mercado energético. Sin embargo, los datos de los primeros meses del año reviven el fantasma de un deterioro que parece irreversible y nocivo para la economía local. En el primer cuatrimestre el desbalance fue de US$ 1.579 millones, con importaciones que aumentaron 43% hasta alcanzar US$ 3.165 millones y exportaciones que cayeron 37% para ubicarse en los US$ 1.586 millones. Y lo más destacado es la disminución de 69% de las ventas externas de petróleo.

“Es un déficit muy significativo”, asegura Fernando Navajas, de la Fundación de Investigaciones Económicas Latinomericanas (FIEL). “Más aún si se tiene en cuenta que desde el 2008 a la fecha ninguno de los balances de los primeros cuatro meses del año había mostrado un saldo negativo”. En el 2011 –que fue particularmente conflictivo– se logró un superávit energético de US$ 90 millones, y el año pasado el balance fue positivo en US$ 327 millones en el primer cuatrimestre.

Lo cierto es que en los primeros cuatro meses del año, el sector energético impactó negativamente en la economía en casi US$ 2.000 millones y su déficit explica 80% del deterioro de la balanza comercial, que pasó de US$ 4.362 millones en el primer cuatrimestre de 2012 a US$ 2.462 millones en igual período de este año. La magnitud del incremento del saldo negativo actual hace pensar que los números del año van a ser abultados. Los más pesimistas pronostican hasta US$ 7.000 millones.

Horacio Lazarte, de abeceb.com, considera que déficit va a estar en torno a los US$ 5.500 millones en un escenario en el cual podría haber cierta mejora en las exportaciones. Un número similar espera Navajas. “No hay que hacer extrapolaciones lineales”, explica. “Mi proyección es que este año estará en un nivel cercano o superior a los US$ 5.000 millones. En la medición de los últimos doce meses, el resultado negativo llega a más de US$ 4.000 millones”.

Para el asesor Daniel Montamat, ex secretario de Energía, este año el rojo duplicaría la cifra del año pasado, que se ubicó en US$ 2.737 millones.

Disparadores

¿Qué hay detrás de este aumento acelerado del déficit? Por lo pronto, la suba de las importaciones es una tendencia que no puede revertirse fácilmente. Estructuralmente está traccionada por la caída de la producción de gas y petróleo. Y, puntualmente, cualquier crecimiento de la economía hace que sectores como la industria y el agro disparen la demanda y empujen las compras desde el exterior. “Este año, la recuperación económica, aunque leve, marcó diferencias con la desaceleración del año pasado”, explica Lazarte desde abeceb.com. “Además, en los primeros meses se importó bastante más gas-oil por una mejor cosecha y se priorizó la estrategia de abastecimiento pleno de gas”.

Las perspectivas para el resto del año reflejan algunos agravantes, con el agregado del pico de la demanda de invierno y el probable aumento de las importaciones de combustibles líquidos ante los problemas ocasionados por las inundaciones en la refinería de YPF de Ensenada. En cuanto a las exportaciones, el principal protagonista de la caída es el petróleo. Lazarte explica que los reiterados conflictos gremiales en Santa Cruz afectaron fuertemente a la industria. A demás, muchas empresas que no podían cumplir con las condiciones del programa Petróleo Plus desistieron de exportar a un precio que no superaba los US$ 42 el barril.

“Si bien el programa se suspendió a principio de este año y se fijó un precio de corte cercano a los US$ 70 el barril, volver a poner en marcha las ventas al exterior pudo haber estado demorado”, considera.

Deterioro estructural

De todas maneras, detrás de los inconvenientes puntuales, los analistas coinciden en que existe un problema que no tiene solución en el corto plazo y que es el pilar que sostiene la pérdida del autoabastecimiento energético: la explotación de yacimientos maduros, con una merma de la productividad por pozo.

El reciente fallo contra YPF por incumplir contratos de exportación de gas a Brasil da cuenta de una realidad que atañe a toda la industria. Un reciente informe de la entidad que agrupa a ex secretarios de Energía señala que actualmente se produce 75% del petróleo que se producía en 2003, mientras que en gas la reducción en el mismo período llega al 13,4%. En lo que va del año, siguieron en picada tanto la producción de gas (-7,3%) como la de petróleo (-5%). A pesar de que se destacan los esfuerzos de YPF después de la nacionalización, el sector en general no logra revertir la situación.

“El déficit es, sin duda, estructural porque la caída de la producción y las reservas se sigue acentuando”, explica Montamat. Y agrega algunos datos del actual escenario que muestran una foto bastante sombría. Los barcos de GNL –que es más caro que el gas– se importaban en los picos estacionales de invierno y ahora llegan todos los meses del año; 25% de la demanda de gas se abastece con importaciones; la capacidad de refinación de gas-oil tiene un límite de 12 millones de metros cúbicos por año, y sólo la demanda del sector agroindustrial llega a 16 millones y, por último, las importaciones actuales incluyen naftas, sobre todo de alto octanaje. “La microeconomía energética está alterando toda la economía”, señala Montamat.

Navajas coincide en que detrás de la coyuntura hay un problema sistémico. “El funcionamiento del mercado de gas funciona con un matrimonio entre una oferta vieja y una demanda joven. Si vos no le das incentivos, la relación no prospera”. El economista destaca la constante ausencia de incentivos de precios para invertir, “en un país que tiene que estar haciendo la transición de una tecnología para explotar gas convencional a una no convencional, mucho más cara”.

Los datos de la industria muestran que explotar un pozo no convencional cuesta entre tres y cinco veces más que uno convencional. Montamat reconoce que se han hecho inversiones para sobreexplotar lo que ya está en producción y no para remplazar y desarrollar nuevas reservas en la geología argentina. “YPF está haciendo algunos esfuerzos pero actualmente es una empresa más bien débil, que tiene 35% de la producción. Todavía no tiene resuelta la indemnización y esto dificulta que consiga socios estratégicos. YPF también es víctima de una política energética donde se minimiza la inversión de más alto riesgo, que ahora es la más necesaria”.

No convencional

¿La explotación de recursos no convencionales como el shale gas o el shale oil es el camino para cambiar el rumbo? Los especialistas coinciden en que las perspectivas del yacimiento neuquino de Vaca Muerta son muy buenas. Aunque resaltan el atraso en la puesta en marcha de las inversiones y aseguran que los resultados sólo se harán evidentes en el mediano o largo plazos. “Los recursos no convencionales son un potencial que tiene el país y cuyo desarrollo podría llevar a recuperar el autoabastecimiento energético”, explica Montamat.

“Pero para revertir la caída productiva se necesitan muchas inversiones y no creo que se den dentro de esta política energética, que ha alentado la demanda pero no la inversión”. Por lo pronto, en este momento de transición, una posible medida de corrección sería hacer más eficientes las importaciones. “Está claro que por ahora vamos a tener que importar. Y por lo tanto sería pertinente mejorar las compras para conseguir, además, mejores precios”, afirma Montamat. “Me refiero a recurrir a procesos transparentes y competitivos y a planificar los pedidos”.