Petrodólares que reaparecen después de muchos años perdidos

Es una de las pocas buenas noticias para el sector externo de la economía, que tardó muchísimo en llegar: por primera vez desde 2010 la Argentina tendrá este año saldo positivo en su balanza comercial energética, si se excluye la pausa impuesta en 2020 por la pandemia de Covid.

En su último informe mensual, el economista Daniel Montamat (exsecretario de Energía) calcula que en 2024 el superávit se ubicaría en US$5300 millones, una cifra que contrasta con el saldo negativo de US$13 millones de 2023 y mucho más con el de US$4360 millones en 2022. Pero también con déficits previos que, en números redondos, oscilaron en US$3100 millones (2011), US$6900 y 6400 millones (2013-2014), US$3200 millones (2017) y US$50 millones (2019).

La pesada cuenta que dejó ese período de 13 años fue una suma de US$36.600 millones en resultados deficitarios, que castigaron la balanza de pagos y las reservas del Banco Central. Pero la historia podría haber sido muy diferente si, en gran parte de ese lapso, los gobiernos K no hubieran extremado sus políticas populistas intensivas en subsidios generalizados y precios regulados (“barril criollo”), que se tradujeron en más importaciones y menos inversiones para aumentar la producción y las exportaciones.

En 2024, la reaparición en mayor escala de petrodólares argentinos obedece al boom de Vaca Muerta, que contrarresta la progresiva declinación de las cuencas productoras convencionales. El repunte de 32% interanual en la producción de crudo no convencional (que en julio llegó a 392.000 barriles diarios, 52% del total), posibilitará que aporte casi dos tercios (algo más de US$6100 millones) al total de exportaciones energéticas, estimado en US$9600 millones y que incluye gas natural, nafta virgen, propano y butano y otros crudos.

También contribuye al superávit el efecto combinado de mayores exportaciones de gas no convencional (6% promedio de la producción) y menores importaciones de gasoil y gas natural licuado (GNL) que, según la estimación de Montamat, caerán 20% interanual a casi US$4300 millones, muy por debajo de los US$7900 millones de 2023 y del récord negativo de US$12.900 millones en 2022.

Las perspectivas son aún más auspiciosas para 2025, cuando ya se habrán completado dos inversiones en oleoductos que amplían la capacidad de transporte de crudo desde la cuenca neuquina y, por consiguiente, las exportaciones.

Uno es el de Oleoductos del Valle (Oldelval), que une la estación de bombeo de Allen (Río Negro) con Puerto Rosales (Bahía Blanca), donde opera la terminal de almacenaje y bombeo de Oiltanking Ebytem (OTE), que también está siendo ampliada. Los accionistas de Oldelval son YPF (37%), ExxonMobil (21%), Chevron (14%), PAE (11,9%), Pluspetrol (11,9%), Tecpetrol y Pampa Energía (con 2,1%, cada una). Tras elevar de 36.000 a 42.000 m3 diarios el volumen, hace un mes se completó la soldadura de un nuevo ducto de 525 kilómetros dentro del proyecto Duplicar, que lo llevará a 86.000 m3 (105% más) y permitirá exportar casi 50.000 m3 adicionales por día. Su inauguración oficial está prevista para fines de este año o comienzos del próximo.

Otro fue la rehabilitación en 2023 del Oleoducto Trasandino (Otasa), de 425 kilómetros, que conecta Puesto Hernández (Neuquén) con la refinería Bio Bio en Chile, de la petrolera estatal Enap. Estuvo inactivo desde 2006, cuando Néstor Kirchner dispuso la abrupta interrupción de las exportaciones de petróleo y gas al país vecino. Esa parálisis de 17 años obligó a los accionistas de Otasa (Enap, YPF y Chevron) a invertir en un análisis técnico integral con pruebas de presión para ponerlo a punto. Si bien transporta unos 10.000 m3/día, su capacidad podría ser progresivamente aumentada en 70% y aprovechada por otras petroleras.

El proyecto clave de este sistema logístico exportador de petróleo –como lo detalló el jueves último Sofía Diamante en LA NACION– es el Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), liderado por YPF. Con el objetivo de evitar un cuello de botella en la salida de la producción entre 2026/2027 y 2030, un primer tramo, de 128 kilómetros, unirá las localidades de Añelo (Neuquén) y Allen (RN) para conectarse con el sistema de Oldelval. Y otro, de 437 kilómetros, transportará 62.000 m3 diarios hasta Punta Colorada (Río Negro). Allí se readecuará el puerto de la ex Hipasam para instalar tanques de almacenaje y dos monoboyas en aguas profundas para cargar buques tanque de gran tamaño.

Esta inversión de US$2500 millones sería una de las primeras en ingresar al RIGI (con estabilidad jurídica, fiscal y cambiaria por 30 años). Para llevarlo a cabo, YPF está formando un consorcio de petroleras que operan en VM y hasta fin de mes podrán adherir a la convocatoria. Una de ellas –Pampa Energía- ya anunció su participación con un 10%, a la que se sumarán otras.

Punta Colorada será también la terminal del futuro gasoducto Vaca Muerta Sur con una mega-inversión privada a medida del RIGI y cuya primera etapa prevé una planta flotante de licuefacción para exportar GNL a mercados de ultramar. De ahí que PAE se haya anticipado al acordar con la empresa noruega Golar el arriendo de un buque con alta capacidad de procesamiento.

Punta Colorada será también la terminal del futuro gasoducto Vaca Muerta Sur con una mega-inversión privada a medida del RIGI y cuya primera etapa prevé una planta flotante de licuefacción para exportar GNL a mercados de ultramar. De ahí que PAE se haya anticipado al acordar con la empresa noruega Golar el arriendo de un buque con alta capacidad de procesamiento.

Con estas perspectivas, el economista Ricardo Arriazu proyecta como escenario base para 2025 un superávit energético del orden de US$13.600 millones, con exportaciones de petróleo y gas natural por US$16.300 millones e importaciones de combustibles líquidos por US$2700 millones. Además de los oleoductos de Oldelval y Otasa, su proyección incluye la puesta en marcha de las dos plantas de compresión del gasoducto Néstor Kirchner I, la reversión del gasoducto Norte (que hasta mediados 2024 transportó gas desde Bolivia) y la conexión de pozos de la plataforma off shore Fénix (de Total-Wintershall- PAE) al gasoducto troncal San Martín. También prevé mayores exportaciones de gas natural a Chile y Brasil y mayor uso de gas en generación eléctrica en reemplazo de gasoil y fueloil, si se mantuviera estable el precio del petróleo (actualmente entre 72 y 74 dólares por barril).

Efectos ruinosos

El superávit energético de este año, en torno de US$5300/6000 millones, equivale, en una comparación macroeconómica, a un tercio del saldo comercial de toda la balanza de bienes, o al monto de las reservas netas del BCRA, o de los vencimientos de capital de la deuda externa pública en el primer trimestre de 2025.

Pero esta tardía reversión del déficit pone de relieve la pérdida de oportunidades y el efecto ruinoso que sufrió el país con el populismo energético de la era K. Sus políticas ocultaron los costos reales de la energía con una avalancha de subsidios estatales que catapultaron el déficit fiscal, la emisión monetaria y el endeudamiento del Tesoro, mientras el atraso de precios y tarifas impulsaba el consumo a costa de mayores importaciones de gas y combustibles que desmoronaron las reservas del BCRA.

La disparatada secuencia arrancó en 2006 con los precios regulados de hidrocarburos y el intempestivo cierre de los ductos construidos en los años ‘90 para exportar a Chile, Brasil y Uruguay, a fin de preservar un insostenible autoabastecimiento. Ya entonces Néstor Kirchner fantaseaba con Hugo Chávez la construcción del “Gasoducto del Sur”, de casi 10.000 kilómetros y costo incalculable para traer el fluido desde Venezuela. Pero la realidad hizo que desde 2008 en adelante debiera recurrir a la importación de GNL en invierno con el alquiler del buque regasificador amarrado en Bahía Blanca –excepto en 2019, 2020, 2023 y 2024– y otro que desde 2011 hasta ahora opera en Escobar todo el año.

También en 2008 el matrimonio Kirchner forzó el traspaso del 25% de acciones de YPF al Grupo Eskenazi, a través de un préstamo de Repsol cancelable con utilidades. Y, cuando en 2012 se confirmó el potencial de recursos de Vaca Muerta, Cristina Kirchner decidió expropiar la mayoría accionaria sin respetar el estatuto de YPF, a instancias de Axel Kicillof. Ahora esta combinación expone al Estado argentino a pagar US$16.000 millones, tras el fallo del tribunal neoyorkino a favor del fondo Burford, que compró la quiebra del grupo argentino a cambio de un porcentaje de la sentencia.

Alberto Fernández no se quedó atrás: anuló en 2022 la licitación convocada en 2019 por Mauricio Macri para construir con capitales privados el gasoducto troncal desde Vaca Muerta. Y no sólo transfirió la concesión a la estatal Enarsa sino que, paradójicamente, lo bautizó con el nombre de Néstor Kirchner.

Ahora el gobierno de Javier Milei convocó a otra licitación privada similar para la segunda etapa del GPNK (Salliqueló - San Jerónimo), con una inversión de US$2500 millones a recuperar con peaje, que prevé adjudicar en diciembre para que comience a operar en marzo de 2026 y aumente las exportaciones al mercado brasileño.

Aun así, el futuro inmediato del sector no está totalmente despejado. Montamat sostiene que la política cambiaria sometida al cepo y tasas de riesgo país en torno de 1300 puntos básicos son condicionantes para futuras inversiones. Y agrega que “no va a haber normalidad energética en una Argentina anormal”.

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