Por Raúl Figueroa) El reconocido consultor Daniel Montamat, ex secretario de Energía de la Nación y miembro del directorio de YPF durante el gobierno anterior, expresa su visión sobre las tendencias del mercado internacional de crudo para este año, como los lineamientos de las decisiones políticas que se esperan para que este año pueda aprovecharse el potencial energético del país, con un desarrollo equilibrado entre los No Convencionales y las cuencas maduras. También cuestiona las tenciones a la exportación de petróleo y su impacto negativo en el mercado interno.
1) Mercado internacional
-¿Cuáles factores pesarán más, a su criterio, a la hora de marcar una tendencia de precios del petróleo para este año? ¿La tensión en oriente medio, que los eleva, o el enfriamiento general de la economía por la disputa Estados Unidos-China, además del reciente fenómeno del coronavirus, que lo lleva a la baja? -Salvo un acontecimiento geopolítico de magnitud (Medio Oriente siempre es el candidato con más probabilidades) que genere una crisis de suministro, el mercado mundial del petróleo, aún con los cortes acordados de OPEP más Rusia (1.2 millones de barriles diarios, a los que podría sumarse otros 500 mil b/d), no permite especular con precios a la suba. Es más, si se ralentiza la demanda mundial por la pandemia del corona virus y la caída en el nivel de actividad de China (hoy el principal importador mundial neto) es posible que el precio del barril caiga.
¿El shale oil de Estados Unidos es suficiente oferta para proyectar precios(a raíz de que esa sobre oferta compensa los recortes de la OPEP) por debajo de los 70 dólares, o hay factores que pueden hacer superar ese techo?
-Estados Unidos hoy es el principal productor mundial de petróleo (gracias al shale oil) y, si contabiliza la balanza de crudo y derivados, ya ha alcanzado el autoabastecimiento. Antes de la producción del shale tenía un déficit de unos 10 millones de b/d. Los saldos exportables de Estados Unidos y la irrupción de Brasil como un oferente exportador de talla, además de otros nuevos desarrollos, no hacen prever problemas de oferta para atender el crecimiento de la demanda mundial de alrededor de 1.5 millones de barriles/día año, con una economía en crecimiento normal (3/3.5% por año). Un barril entre 60/70 dólares cierra para productores e importadores. Pero si la economía mundial se ralentiza, creo que los precios pueden caer y acercarse a la barrera de los 50 dólares por barril.
2) Política energética nacional.
-¿Qué elementos no deberían faltar en la política energética nacional del gobierno de Alberto Fernández, pensando además que se impulsa una nueva ley para el sector?
-Está el potencial de Vaca Muerta, que con los actuales precios (NDR: al momento de la entrevista, el Brent cotizaba por encima de 56 dólares) es interesante para el desarrollo de proyectos de shale oil. Si el precio del barril baja por lo que dijimos, para hacer competitiva a VM vamos a tener que seguir reduciendo costos y aumentando productividad. En ese sentido las señales que se den en materia energética son claves. El proyecto de ley del que se habla (yo no lo he visto) debería dar pautas que despejen dudas sobre señales de precios para el petróleo y el gas. No se trata de asegurar precios, o generar nuevos subsidios a la oferta, si no de tener en claro que nos vamos a regir por precios que toman en cuenta costos económicos. La otra señal importante es relativa a la perdurabilidad de las reglas: previsibilidad tributaria e institucional. Lo tercero, pero no menos importante, es que la política petrolera y energética forme parte de una estrategia de largo plazo, sea un capítulo de la estrategia de desarrollo económico y social que nos debemos.
-¿Es posible sostener el impulso a Vaca Muerta sin desincentivar la producción en áreas maduras? ¿Qué puede esperarse de la cuenca San Jorge, a partir de técnicas de recuperación terciaria y otros proyectos?
-Yo no creo en el desarrollo excluyente de VM. El desarrollo de VM es concomitante con una política destinada a las cuencas maduras (representan el 80% de nuestra base productiva). El aumento de la tasa de recobro con tecnología de recuperación secundaria o terciaria (polímeros) reduce la tasa de declinación y aumenta las reservas probadas. Además hay una apuesta exploratoria importante en el mar argentino, donde en la zona del talud continental, los geólogos alientan expectativas positivas. Según trascendidos, el régimen de garantías de la ley que se espera sería general. Se fijan reglas para todos y los inversores harán las cuentas y decidirán qué cuenca y con qué tecnología de producción.
-¿Cuál cree que es el horizonte para la cuenca Austral, que viene aportando muy buenos resultados gasíferos, particularmente en Santa Cruz?
-Coincido en que la cuenca Austral viene aportando promisorios resultados gasíferos. Hay que buscar nuevos mercados para el gas: en el país, en la región y si es posible hacia el 2030 en el mundo.
3) Mercado de combustibles
-¿Cuál es el precio de equilibrio de los combustibles en Argentina? -Los precios de los combustibles hoy todavía tienen algún retraso sobre los valores de referencia internacional. Ese retraso se ha reducido por la baja del precio del petróleo. Lo importante es que los que van a enterrar capital en la geología argentina sepan que si entierran dólares van a poder sacar dólares para repagar su inversión, y que los precios del petróleo, los combustibles y el gas van a seguir referencias internacionales en paridad de importación o exportación según tengamos excedentes o importemos. Porque si no pueden sacar dólares, o, en el caso de que puedan sacarlos, se les fija un precio político que no recupera los costos, no van a hundir capital. Es obvio, no regalan nada. Pero los convocamos para que arriesguen e inviertan, no como filántropos. Yo creo que podemos.
Fuente: Santa Cruz Produce/La Opinión Austral.
