Dos expertos en el sector del oil & gas consideraron los distintos esquemas para ampliar la infraestructura y que puedan aprovecharse los activos de Vaca Muerta para exportación.
Para trasladar estos mismos incentivos al sector del gas, López Anadón, del IAPG, afirmó: “Hay que buscar una fórmula para que el sector privado lo haga, y esa fórmula es dar tarifas adecuadas al transporte que permitan invertir a largo plazo. Esa tarifa de transporte que hoy está pesificada le permite a las empresas el mantenimiento, pero no hacer ampliaciones”. Como ejemplo, agregó: “En los años noventa, cuando el sector privado tuvo tarifas, duplicó la capacidad de transporte. La mayoría de los ductos de exportación son de esa época. Si el comprador paga el precio adecuado se pueden hacer las obras de infraestructura, como ocurre en el petróleo”.
Para el esquema de financiamiento, como fue el caso de Oldelval, las empresas asignan el transporte a los compradores y esa es la garantía que le llevan a los bancos para el financiamiento.
Estimar el monto necesario de inversiones en infraestructura para oil & gas depende de qué quiera hacer el país con su sector energético. “Para el escenario actual estamos bien, pero es un escenario pobre pensando en lo que es el activo que tenés en Vaca Muerta”. En el caso del petróleo, los ductos y sus obras alcanzan para la refinación del petróleo. Pero López Anadón consideró: “Si se quiere ir a un desarrollo acelerado de Vaca Muerta, que hoy produce 350 millones de barriles de petróleo por día y puede ir a 1 millón tranquilamente, ahí vas a necesitar mayor capacidad de transporte”.
La misma lógica aplicó al gas: “Para la actividad actual, con el gasoducto Néstor Kirchner, el mercado local ya va a quedar cubierto. Pero ahí no tenés límite en Vaca Muerta, y podrías llevar a una producción de 400 millones de m3/día, y exportarle a la región 30 millones m3/día, lo cual es relativamente poco. Si quisieras exportar todo, tendrías que hacerlo al mundo vía GNL, y para eso necesitás una inversión de unos u$s 8000 millones en lo que es una planta y un gasoducto hasta Bahía Blanca”.
De hecho, en el acuerdo firmado entre YPF y la empresa petrolera de Malasia Petronas, está prevista no solo la construcción de la planta de GNL, sino también de un gasoducto. Sobre este caso puntual, Montamat mencionó el incentivo que generan los precios: “Si partís de un precio del GNL en el mercado europeo de unos u$s 10 el millón de BTU, el repago del gasoducto lo haces con un shale gas que costó u$s 3 el millón de BTU, cómo no va a ser una inversión interesante para la empresa. Eso si, hay que asegurarle el precio y la exportación en el largo plazo”.
Más allá de la infraestructura, los especialistas agregan que deben sumarse dos condiciones macroeconómicas: “Si vamos a una lógica de salir del autoabastecimiento, las empresas deberían estar habilitadas a poder exportar y tener acceso a divisas para repagar el financiamiento externo”, afirmó López Anadón. En tanto, Montamat agregó que un plan de estabilización podría bajar el riesgo país y mejorar el acceso al financiamiento.
Fuente: Ambito