21/12/2015
Por Fabián
Lugarini (Asesor de Proyecto Sur). Sobre el fracaso financiero del
fracking en Estados Unidos y caída de los precios del gas natural.
Los
precios del gas natural en los EE.UU. en la última década han caído más de un 80% desde un máximo de US$10 MM/Btu en octubre de 2005 hasta un mínimo de US$1,65 MM/Btu en la actualidad.
Asimismo, la producción de gas natural en los EE.UU. aumentó un 35% pasando de 19 billones (millones de millones) de pies cúbicos en el 2005 a
26 billones en el 2014. Esto es lo que muchos denominaron
como “la revolución del fracking” o “el boom del shale”, la cual estaba
siendo llevada adelante principalmente por petroleras medianas y pequeñas.
Sin
embargo, en base a datos de los balances del primer trimestre de 2014, de las 127 mayores petroleras
dedicadas al fracking en los EE.UU. el flujo de caja, o sea el dinero producido
por operaciones, ascendió a US$568 mil
millones, en tanto que el flujo de caja utilizado, o sea el dinero gastado
en el desarrollo de operaciones, fue de US$677
mil millones, lo que equivale a un déficit operativo de US$109 mil millones, según la EIA (Energy Information
Administration de los EE.UU.). Este rojo operativo fue cubierto con emisión de
nueva deuda por US$106 mil millones
y la venta de activos por US$73 mil
millones. Asimismo, durante el 2013
el flujo de caja de las principales petroleras dedicadas al fracking en los
EE.UU. cubrió solo el 60% de sus
requerimientos operativos fondeándose principalmente con emisión de deuda y
venta de activos (un esquema bastante similar al de la Argentina de los 90). La
lista de compañías que se encuentran bajo una significativa presión financiera
crece día a día, petroleras como Forest Oil, Goodrich Petroleum y Quicksilver
Resources destinan más del 20% de
sus ingresos operativos a gastos financieros (ExxonMobil utiliza solo el 0,1%
de sus ingresos operativos para pagar deuda financiera). Estas petroleras se
encuentran atrapadas en un dilema: deben seguir pidiendo prestado para pagar
por la exploración y explotación requerida de forma tal de compensar la caída
en los precios del gas natural y la corta vida útil de los pozos de shale (5
años frente a 15 ó 20 años de los convencionales). Esto ya lo hemos visto antes
en los EE.UU. con otras burbujas especulativas como la de las hipotecas
subprime, por lo que la mayoría de estas pequeñas y medianas empresas
petroleras operando en los EE.UU. no serán capaces de sobrevivir a esta
coyuntura.
Por
otro lado, en Argentina estamos
enfrentando una crisis energética producto principalmente de la insuficiente
producción doméstica de gas natural, la cual es actualmente compensada con la
importación de gas natural de Bolivia,
a un precio promedio de US$10 MM/Btu,
y con la importación de gas natural licuado (GNL), a un precio promedio de US$17
MM/Btu.
Frente
a este cuadro y los descubrimientos en los últimos años de significativos recursos de hidrocarburos no convencionales el gobierno
kirchnerista estableció en el año 2008 un precio de US$5 MM/Btu para el gas no convencional implementando el plan Gasplus (en tanto que el gas
convencional se pagaba entonces entre US$1
y US$2 MM/Btu en boca de pozo), pero
ante la falta de incrementos en la producción el gobierno decidió en el año
2012 volver a aumentar el precio del gas no convencional en boca de pozo
llevándolo a US$7,5 MM/Btu.
Adicionalmente,
el kirchnerismo impulsó una nueva ley de hidrocarburos con concesiones por 35 años (más de 10 años de prórroga
automática) para la explotación de hidrocarburos
no convencionales, esperando así atraer, por medio de estas enormes
prebendas, significativas inversiones internacionales, pero, hasta ahora, las
inversiones internacionales más relevantes fueron los US$1.400 millones de Chevron
en el 2013, los US$475 millones de Petronas en el 2014 y los US$400 millones de Dow Chemical este año, totalizando menos de US$2.300 millones en los últimos tres años.
Sin
embargo, según un informe oficial, la provincia de Neuquén recibió US$15 mil millones en los últimos
cuatro años. Si los principales inversores internacionales aportaron solo US$2.300 millones ¿Entonces de dónde
salieron los restantes US$12.700
millones invertidos en esa provincia? La respuesta es muy sencilla:
mayoritariamente de YPF, la cual es
prácticamente la única petrolera operando en la formación de Vaca Muerta. ¿Y cómo se financia esa
inversión? Con un barril de crudo en el mercado doméstico a US$77, costo, que al no ser absorbido
por las refinadoras, es pagado por los
usuarios finales.
Según
una certificación de reservas,
encargada por el gobierno de la provincia de Neuquén, de los 330 billones (millones de millones) de pies cúbicos en recursos de gas natural no
convencional en las formaciones Vaca
Muerta y Los Molles solo el 8% sería explotable comercialmente, o
sea, solo 26 billones de pies cúbicos
podrían ser considerados como reservas, esto representa 18 años de consumo de gas natural en
Argentina. Sin embargo, las reservas
de gas convencional ascienden a 18
billones de pies cúbicos a los cuales se pueden sumar 6 billones de pies cúbicos tomando en cuenta el 50% de los recursos convencionales existentes (la transformación de recursos
convencionales en reservas va del 50% al 90%). Esto nos daría un horizonte de
reservas de 16 años, a lo que habría
que añadir 37 billones de pies cúbicos
de recursos en cuencas sedimentarias aún
no exploradas (datos de la Energy Information Agency de los EE.UU.). Si se
canaliza toda esa masa de recursos destinada por YPF a Vaca Muerta al
desarrollo de hidrocarburos convencionales y al desarrollo de energías renovables se podría extender
aún más ese horizonte de reservas.
Para
aquellos escépticos con respecto al desarrollo de las energías renovables cabe
recordar la participación de las mismas en la matriz eléctrica alemana pasó del
3% en 1990 al actual 26% e inclusive en el 2012
la energía solar en Alemania registró récords de generación abasteciendo al
50% de la demanda eléctrica alemana
(el equivalente a la producción de 25 plantas nucleares) en tanto que en ese
mismo año la energía eólica registró récords de generación abasteciendo al 80% de la demanda eléctrica alemana (el
equivalente a la producción de 40 plantas nucleares), todo esto según datos del
Ministerio Federal de Economía y Energía de Alemania. Asimismo, la baja en los
costos de las energías renovables llevaría su participación en la matriz
eléctrica europea a 60% para el 2030. Pero no solo en Europa se están
desarrollando las energías renovables, en América Latina hay ejemplos notables
como el de Uruguay, donde el 55% de la matriz eléctrica corresponde
a energías renovables, o Chile, donde en solo 6 meses y a un costo de US$250 millones se construyó una planta
de energía solar fotovoltaica en el
desierto de Atacama, la cual abastece de energía eléctrica a 250 mil hogares chilenos
Finalmente,
sería importante tomar en cuenta el impacto
económico, financiero y ambiental que ha tenido en los EE.UU. la llamada “revolución
del fracking” de forma tal de aprovechar esa experiencia y evitar repetir
errores ya cometidos por otros, sobre todo porque esos errores en Argentina no serán pagados por
petroleras privadas como en los EE.UU.
sino por todos los argentinos.
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