La encrucijada energética: se requieren inversiones de largo plazo, pero el problema son los incentivos del corto

La negación de la realidad y la formación de una paralela es una característica común en muchas áreas del gobierno y la de energía no es una excepción. Luego de negar la crisis energética, la pérdida de la autarquía y el consecuente drenaje de divisas que generó el déficit energético de u$s 2900 millones, dio un duro baño de realidad por un contexto de escasez de dólares y exceso de demanda, contenida a través del cepo cambiario.

Aunque en un principio se optó por buscar responsables externos, lo que culminó con la expropiación de la mayor empresa del país, la realidad actual nos muestra que las reivindicaciones nacionalistas -para nada despreciadas- que encausan toda la responsabilidad en la codicia de una empresa que solo procuraba maximizar su explotación cortoplacista resignando la inversión de largo plazo, no fueron suficientes para revertir la situación.

De hecho, los números demuestran lo contrario. Si bien el año pasado, el déficit de alguna forma se contuvo gracias a la desaceleración económica local y un mayor flujo de importaciones de gas desde Bolivia (respecto al GNL más costoso, que por sus menores ventas a Brasil incrementó sus envíos a nuestro país), este año se espera nuevamente una profundización del déficit energético.

Para el primer trimestre los números no están cerrados pero se espera que el rojo supere los u$s 800 M, lo cual resulta un dato alarmante, considerando que a esa altura del año pasado el saldo energético comercial aún marcaba un superávit de u$s 350 M. Esto implica que a esta altura del año ya se requirieron u$s 1150 M adicionales, lo que da la pauta de un déficit superior a los u$s 4000 para el cierre del año.

De cara al futuro, el país enfrenta el duro desafío de revertir la producción en el corto plazo a los fines de evitar que los costos de malas gestiones en materia energética pasadas y presentes las paguen generaciones actuales y futuras.

Sin embargo, los números actuales no resultan alentadores en ese sentido. Sucede la mayoría de los yacimientos se encuentran en una fase de madurez y de declinación natural. Esto puede verse mediante la caída de la productividad por pozo registrada de manera constante desde hace doce años. Entre el año 2000 y 2012, la de los pozos de petróleo cayó un 36%, mientras que en el caso de los de gas la situación es más crítica, su productividad descendió un 58% en ese período.

El último año no fue la excepción, sino que el deterioro se aceleró especialmente en gas con una caída del 9% -frente a un promedio de 6% en la última década -. La más castigada es la Cuenca Neuquina, de donde se obtiene el 41% del petróleo del país y el 54% de gas pero es la que explica más de la mitad de la caída de la producción de gas y petróleo del país de los últimos cuatro años.

Por las necesidades de abastecer el postergado desarrollo interno y garantizar recursos a industrias de base como la petroquímica, siderurgia y minería logrando así encadenamientos hacia delante, como de evitar el drenaje de divisas a través de importaciones de energía, urgen resultados en el proceso de incorporación de reservas probadas, más allá de los promisorios anuncios de los recursos existentes en la Cuenca Neuquina.

Pero la realidad nos indica que esta situación no será revertida en el corto plazo, dado el agotamiento de las cuencas demostrado en la baja productividad de sus pozos. Esto revelaría que la inversión perforatoria con destino a explotación de los yacimientos existentes, es una estrategia del pasado -reciente-, cuando la elevada tasa de riesgo sistémico provocaba un sesgo cortoplacista en las decisiones. Esto es, cuando existe incertidumbre respecto a la renta futura de los proyectos, hay un sesgo a la sobre-explotación de los recursos existentes.

Sin embargo, existen en la actualidad muchas dudas que dificultan la disipación del mencionado riesgo y con ello, el camino hacia la generación de incentivos en inversiones de largo plazo. Entre ellas, las dificultades para el giro de utilidades, el acceso a los bienes importados con tecnología de punta que requieren los yacimientos no convencionales, las restricciones al acceso a las divisas con los problemas que genera en el pago de las importaciones y de proveedores. A esto se adiciona la elevación de los costos en dólares con atraso cambiario oficial y la existencia de un mercado negro. Más en una situación donde se procura atraer a las principales petroleras a nivel mundial con experiencia en la explotación de campos no convencionales.

Hoy, la disipación del riesgo sistémico está todavía lejos sin considerar además la incertidumbre en torno a la disponibilidad de los recursos propagada con la sanción del Decreto 1277/12. En ese contexto, las empresas del sector se encuentran en la encrucijada de agotamiento de los recursos existentes, por lo que se requieren inversiones de largo hacia la exploración de nuevos campos e incorporación de reservas, pero con incentivos hacia una estrategia de corto. Si bien existieron medidas sobre el margen que procuran generar incentivos como la modificación del valor de corte de las retenciones a las exportaciones de crudo de 42 u$s/bbl a 70 u$s/bbl y un precio de gas de 7,5 u$s/mtbu frente a 2,8 promedio actual, que sin dudas resultan un aliciente respecto al pasado, no disipan las dudas mencionadas precedentemente y la incertidumbre respecto a la renta de los proyectos.

No obstante, la actividad perforatoria de 2012 nos deja cierta esperanza. Se evidenció un mayor interés por la actividad exploratoria donde los pozos con ese fin crecieron en un 75%, mientras que los de explotación cayeron en un 10%. En Neuquén, el 90% de la actividad exploratoria corresponde a yacimientos no convencionales. Las empresas reaccionaron ante el nuevo escenario donde el interés por conocer la realidad geológica primó respecto a los desincentivos de largo. El desafío reside en seguir disipando la incertidumbre.