Aunque la Presidente haya indicado recientemente que la Argentina, gracias a Vaca Muerta, es la nueva Arabia Saudita, y que el país es más codiciado por los inversores por no estar en medio de conflictos bélicos, su exagerada opinión está lejos de la realidad.

Para empezar, el costo de producción del petróleo en Arabia Saudita es de US$4/barril, según Barclays, y el costo de producción del petróleo no convencional de Vaca Muerta no baja de US$80/barril, según Morgan Stanley.  Inclusive, “si el petróleo se vendiera a 84 u 85 dólares el barril, los resultados económicos de Vaca Muerta serían marginales”, anunció Miguel Galuccio, CEO de YPF, ante un plenario de comisiones de la Cámara de Diputados a fines de octubre.  Por si fuera poco, Arabia Saudita cuenta con reservas financieras de alrededor de US$750.000 millones que utiliza para blindarse de las crisis políticas regionales y de las caídas de crudo, mientras la Argentina tiene reservas líquidas de tan sólo US$10.000 millones, cifra que no está sujeta a compromisos de pago ni son swaps con China.

Otro tema en el cual no nos parecemos en nada con el reino de Arabia Saudita es que la Argentina garantiza un precio de compra a los productores de petróleo. Actualmente, el Gobierno nacional paga US$84/barril de Medanito, un crudo liviano similar al West Texas Intermediate (WTI) y oriundo de la cuenca Neuquina, aunque el Ejecutivo informó recientemente que a partir de enero reducirá esta cifra en US$7. También, Casa Rosada informó que podría subsidiar la industria aún más si los productores subieran la producción en vez de sólo mantenerla.  Según el Instituto Argentino del Petróleo y Gas, este año la producción de crudo caerá 1.3% comparado con el año pasado, aunque YPF anunció que su producción de crudo creció 4.6% durante el mismo período. En caso de lograr este objetivo de producción los productores percibirían US$3/barril adicionales. En otras palabras, por producir petróleo Medanito se pagaría US$80/barril, exactamente el breakeven de YPF en Vaca Muerta.  Todo esto ocurre mientras el WTI cotiza internacionalmente alrededor de los US$55 y el FMI reveló recientemente que no espera que el crudo llegue a valer US$73/barril hasta el año 2019.

Con un precio internacional del petróleo que ya cayó 50% desde junio pasado gracias a países como EEUU y Libia, quienes incrementaron significativamente sus producciones este año, por la desaceleración económica mundial y una decreciente demanda de crudo, las empresas productoras serán más selectivas en la continuidad y búsqueda de proyectos.  Poniendo como ejemplo a Chevron, ésta obtiene actualmente un 75% de su producción petrolera afuera de los EEUU en yacimientos convencionales y offshore e invierte aproximadamente US$40.000 millones anuales en exploración y producción en todo el mundo.  Además, Chevron posee una tasa de rendimiento sobre capital empleado del 13.5% (una cifra menor a la de ExxonMobil, pero mayor a la de ConocoPhillips) lo que significa que para justificar una inversión, Chevron tiene que encontrar inversiones que le compensen más del 13.5% en ganancias.  Por ahora, y dado el clima de negocios precario existente en la Argentina, Chevron se ha limitado a invertir  US$2.800 millones en Neuquén en los últimos dos años.  Por eso, y según transcendió el año pasado, para atraer a Chevron, YPF le proyectó el negocio de Vaca Muerta a un precio de compra que garantizaría eventualmente un 25% de ganancias al quinto año de inversión, incluso si los costos de producción por barril no bajasen de los US$80. 

En la Argentina los pozos que producen petróleo, también producen gas y la Argentina tiene más recursos no convencionales de gas que de petróleo.  Por eso, YPF aumentó su producción de gas un 26% en el último año.  Teniendo esto en cuenta, si se pudiera obtener un mejor precio para el gas producido en el país, habría mejores perspectivas económicas para el desarrollo de la producción de petróleo no convencional.

La siguiente ecuación demuestra el deplorable escenario de precios que hoy caracteriza al gas en la Argentina.  El valor para el gas convencional que se paga en las zonas de producción apenas supera los US$2,50/MMBTU, mientras el gas de Bolivia cuesta US$12/MMBTU y el importado por barco de Qatar y Venezuela US$18/MMBTU.  Por los controles de precios en boca de pozo y las restricciones a la exportación el gobierno nacional ha desalentado la producción.  Por eso, la importación alcanza, hoy, el 25% del gas que necesitamos generando también un gasto anual de US$6.000 millones.  Para el gas no convencional se agrega a los US$2,50/MMBTU un subsidio, previa aprobación de cada proyecto, que permite alcanzar, a partir de trámites burocráticos y discrecionales, los US$7,50 /MMBTU.

Con estos valores, el precio ponderado del gas ofrecido al mercado es de US$6/MMBTU y la tarifa promedio de venta a los consumidores, no llega a los US$2/MMBTU, por lo cual el Gobierno nacional, para ordenar la demanda, tiene que recurrir nuevamente a subsidios por  50.000 millones de pesos, que representan una carga adicional para el erario público de otros  US$6.000 Millones. Creemos necesario fijar un valor para el gas natural en las zonas de producción de unos US$6/MMBTU para todo tipo de gas, el 50 % del valor de la importación a Bolivia.  Sólo esta decisión ayudará a disminuir las importaciones y a movilizar reservas de gas convencional que no están en producción, por los valores actuales en boca de pozo.

Hay que comenzar a realizar cambios en el marco regulatorio para estimular la producción y así  volver al autoabastecimiento. Los subsidios, el congelamiento de precios y la fijación de precios de venta arbitrarios como el de Medanito, sólo han contribuido a neutralizar a las empresas de su poder para reducir gastos y buscar eficiencias porque no tienen estímulos para hacerlo.  Con la economía en recesión desde hace tres años y obstáculos al libre comercio está claro que la política económica actual no funciona y que hay que buscar otros caminos.

Simplificar la fórmula que fija el precio del barril interno subiendo el precio del gas y ligándola a la cotización de uno de los benchmarks internacionales como el Brent o el WTI podría ser una solución sostenible.

La nota fue escrita en colaboración con Fernando Rodríguez,  analista argentino de mercados energéticos para el Departamento de Energía de los EUA.