Introducción por Ing Alberto H Calsiano (Click aquí)
Reunión en el Departamento de Energía (12/05/16).
El Departamento tiene el lujo de poder contar con un observador de primer nivel, como es el Ingeniero Marcelo Martínez Mosquera, en “la CERA Week”. Allí se reúnen los N°1 del mundo del sector energético en general y, del petróleo y gas en particular. Al efecto de dar un marco a los comentarios del Ing M. M. Mosquera, se exponen algunos de los hechos a tener en cuenta como;
- Oferta de petróleo que supera a la demanda, situación que continua a la fecha.
- Fuerte caída en el precio del Barril de petróleo y combustibles alternativos
- El boom del (Shale &Tight, oil and gas)
- En función del punto anterior el Ingreso del excepcional jugador de peso en la oferta. USA.
- OPEC, liderada por Saudí Arabia, con un cambio fundamental en sus actitudes al punto que cabe la duda ¿del Cartel al Mercado? Nació y se desarrolló como cartel. El cambio genera dificultades entre los socios y no socios. En la última reunión realizada en Abril 2016 continua el No acuerdo.
- Se mantiene lo que habíamos mencionado en el Departamento el año anterior, respecto a la Gran transferencia de recursos de los países exportadores a los importadores. Lo que se traduce en dificultades económicas para los primeros y beneficios para los segundos, la mayoría integrantes del OCDE.
- Continúa el débil Crecimiento económico respecto a las expectativas (Europa, China, India, Brasil, etc.).
- Vuelta al mercado de tradicionales productores (Libia, Irán, Siria, Irak…) Conflictos étnicos y religiosos. Sunitas vs. Chiitas.
- El efecto del Cambio Climático. La COP 21 París Dic. 2015. Ratificada abril 2016
- Las EERR. Están bajando los costos de inversión y precio. ¿Se ponen a tiro con el costo de generación fósil?
- Frente a todo ello ¿Argentina?
Haciendo un rápido paneo por los precios, al petróleo se lo ve estable y con pocas fluctuaciones durante 2011/12/13, hasta julio 2014; alrededor de 100 us$/bbl. Luego baja a menos de 30 us$/bbl y rebota. Hoy WTI y Brent alrededor de 46/47 us$/bbl
Del mismo modo con el gas, hoy alrededor de 2 us$/Mbtu. Lo mismo ocurre con el carbón, el otro recurso energético, hoy en alrededor de 43 us$/tn. Se recuerda que los tres conforman más del 80 % de la matriz energética primaria mundial. Respecto al efecto de la caída del precio del petróleo, se muestra una info del wsjamericas basada en IHS en la que se aprecia que la reducción de 100 us$/bbl (2014) a 50 us$/bbl (2015) hizo que las petroleras redujeron en 15% sus gastos en exploración y explotación de nuevos recursos respecto a 2015, además se produjo una Fuerte Reducción de personal
Las empresas son muy cautelosas en retomar iniciativas complejas y caras como son los yacimientos de esquistos, arenas bituminosas, aguas profundas, etc.
Frente a este panorama la pregunta es ¿que estamos haciendo nosotros en Argentina?
Como tantas veces se ha dicho en este Departamento;
- Tenemos Gran potencial en cantidad y diversidad de recursos; Convencionales y NoC + EERR…. en Stand by.
- Fuerte compromiso del gobierno en incrementar participación de EERR en la matriz energética con su Ley 27191 + decreto reglamentario 531.
- Importantes Recursos, shale & tight (oil and gas); Dificultad económica y financiera para su explotación.
- Subsidio a la producción de gas: 7,5 us/MBTu y petróleo: 55 a 65 us$/bbl
- Importación creciente de gas por ducto de Bolivia y Chile + GNL por barco.
Para finalizar se muestra la planilla, mediante la cual el Departamento viene siguiendo el efecto de compensar, mediante subsidios, el desajuste entre tarifas y costo de producir energía en el país.
Comparando el año 2005 con el 2015, en 10 años pasamos de 1800 millones de pesos a 138.000 millones, solo para el sector energía.
De este monto casi el 80% corresponde a CAMMESA y ENARSA, no siendo menor el Plan Gas que se llevó casi 12.000 millones de pesos en el año 2015.
Ahora bien ¿que paso en el primer trimestre del año 2016? Comparado con el mismo periodo del año 2015, los subsidios se redujeron un 46% en tanto que el Plan Gas =$0. Esto se refleja en el incremento de costos que esta impactando en nuestras industrias, en especial aquellas de más de 300 KW de potencia.
Comentarios del Ing. Marcelo Martìnez Mosquera (Click aquí)
Reunión en el Departamento de Energía (12/05/16).
Dicho esto el Ing. Marcelo Martìnez Mosquera inicia sus habituales comentarios sobre CERA Week, en este caso 2016, fundada por Daniel Yergin hace muchos años, manifestando que concurre a ese evento como si fuera un retiro espiritual que le permite luego reflexionar respecto a todo lo que allí se expone. Hoy en día es muy difícil estar de acuerdo con todo lo que se dice en materia de energía. Es una semana muy compleja. Con todo ese caudal de información, luego de escuchar atentamente las conferencias, llega la etapa de decantarla, para transformarla en su pensamiento sobre la energía mundial el que luego se traduce en un informe.
OIL PRODUCTION
Arrancamos con el Petróleo, con una diapo. que los petroleros titulan “éramos tan felices”
Precio del petróleol en 28,5 us$/bbl en el año 2000 un valor razonable en esa época, del año 2010 hasta el 2014, entre 100 y 110 us$/bbl y lo más espectacular la demanda creciendo de 77 MMbbl/d a 93 MMbbl/d. Todos los productores estaban contentos, no solo por el precio, que subió 4 veces sino que el escenario fue acompañado por la suba de la demanda y de la producción. Cuando se reunieron en la OPEC en noviembre de 2014 el escenario era 98,8 us$/bbl y 93,8 MMbbl/d pero ya sufriendo diversas amenazas que son las que se comentaran a continuación.
US SHALE BASINS
La principal amenaza que gatilló la disconformidad de los países exportadores de petróleo en especial de la OPEC, fue el descubrimiento y desarrollo de las cuencas de las shales en USA, las 4 que se muestran en el mapa a la izquierda, son las cuencas petroleras (SHALES) en USA, de norte a sur BAKKEN, NIOBRARA, PERMIAN, EAGLE FORD, luego HAYNESVILLE, MARCELLUS y UTICA también son cuencas shales, pero en este caso gasíferas. Shale significa que se trata de una roca madre que originalmente la naturaleza la concibió como generadora de petróleo, en donde literalmente se cocinaba el hidrocarburo y luego migra hacia los reservorios más productivos y más naturales. Como estos se fueron agotando, el ser humano fue a buscar a la cocina, que es donde están estas rocas, recordar que la generación requiere de millones de años, este tipo de roca continúa y continuará generando durante millones de años más.
US SHALES: OIL PRODUCTION
Volviendo a las 4 enormes cuencas petroleras en USA vemos que tuvieron un perfil de producción notable ya que si se analiza en retrospectiva, en el año 2009 estaban en cero y en 5 años llegaron a 5 MM bbl/d. A pesar de que la demanda mundial supera los 90, lo ocurrido en USA es tremendo. Cada año agregaban prácticamente un país de la OPEC. Para tener una idea, Ecuador que es miembro de la OPEC produce 500 M bbl/d, lo que significa que cuando USA pasa de 4.6 a 5.4 es prácticamente 1.5 veces Ecuador, o Argelia o Libia, o sea la aparición de las shales en USA fue una enorme “disruption” para el mundo, en el sentido de que la amenaza estaba y no se sabía en donde iba a terminar. En ese momento (nov 2014) es cuando se realizó la reunión. Veremos las consecuencias de la falta de acuerdo de la misma. Allí estuvieron invitados Rusia y México - como siempre se los invita- ambos no son miembros de la OPEC, pero son importantes exportadores, en especial Rusia., a la que le propusieron que los acompañe en un recorte de la producción. La respuesta Rusa fue “NO”, (nosotros no somos miembros de la OPEC, venimos a brindar y si ustedes bajan la producción, hacemos una fiesta interminable. Como consecuencia de ello ocurrió el desplome de los precios y en menos de un año se vio que desde el pico, bajó la producción en 700 M bbl/d. Desde el año pasado se pronosticaba que la baja iba a existir, de hecho los equipos de perforación que marcan la actividad petrolífera en USA bajaron a una cuarta parte, lo que se materializó en la reducción de las inversiones a nivel mundial
US SHALES: LEGACY
En esa época era bastante sencillo pronosticar que declinaría la producción, porque se insiste en el hecho de la roca es una “porquería productivamente”: Cuando uno comienza a producir, en el caso de tener que parar la realización de pozos, cada pozo tiene una declinación muy marcada, casi el 6% mensual. En una roca convencional dicha declinación es anual, o sea que un pozo decline 10%/año es normal, en tanto que 6% mensual es una declinación fenomenal.
US SHALES: NEW PRODUCTION FROM FIELDS
Sin embargo hoy la nueva producción en USA esta en los 172 M bbl/d, o sea siguieron perforando, aunque cayo mucho la cantidad de equipos y la declinación le gana a la nueva producción.
Durante el 2016 viene cayendo alrededor de 100 M bbl/d por mes, motivo por el cual es de esperar que en un año caiga 1 MM bbl o plus .O sea más de lo que cayó durante el 2015. La gente está observando que va a pasar con el precio. Lo expuesto la escribí a fines de Marzo 2015, habiendo pronosticado bastante bien lo que pasaría en USA.
MAIN OIL EXPORTING COUNTRIES: OIL PRODUCTION
Lo que no fue bien pronosticado fue lo que harían los árabes y los rusos. Una vez peleados en la reunión de OPEC pensamos, ok no se recorta la producción, que baje el precio del petróleo, sin embargo no me imaginé que los árabes y los rusos subirían la producción. Fue lo que ocurrió. Desde el 2014 a feb de 2016 subieron la producción en 2 MMbbl/d en menos de 11/2 años. Inaudito
Fue como echar nafta al fuego, a pesar de que la producción de USA estaba declinando el precio se mantuvo bajo. El menor precio se dio a principios de marzo 2016 con menos de 30 us$/bbl habiendo estado a 110 us$/bbl un año y medio antes. Los efectos causados a nivel mundial fueron importantísimos. En febrero 2016 se reunieron nuevamente árabes y rusos – esto es parte de un estudio geopolítico interesante – y dijeron vamos a congelar: lo cual era una doble hipocresía. La primera, hablar de congelar con valores que corresponden a su mayor producción en 50, años tanto para los árabes como los rusos. Se puede ver; Arabia Saudí 10.2 MMbbl/d (faltan los líquidos de natural gas) y los Rusos en 11.2 MMbbl/d. Pregunta ¿porque no congelan con la producción de 1 año atrás? La segunda, Irán estaba regresando de las sanciones que durante 4 años le había aplicado el mundo occidental por su política nuclear. Irán era un país de 4 MMbbl/d. Si ahora le piden que congele, lo lógico es que responda, bueno denme 6 meses para retomar mi nivel tradicional y allí si congelamos. El viejo y respetado Ali Naimi, que era el Ministro árabe de más reconocido prestigio a nivel mundial estaba para acordar, pero recibió el llamado del rey de AS manifestando que si Irán no congela AS tampoco. Ocurrió dos semanas atrás. El octogenario Ali Naimi fue “despedido” y ya no es mas ministro.
CRUDE OIL STOCKS
A pesar de que USA venia bajando su producción a nivel mundial, Arabia S, Rusia e Irak continuaron aumentando la producción. Subían los stocks
OIL PRICE
En el reportaje que le hace la periodista virtual, Marcelo se pregunta a sí mismo respecto al precio. ¿A usted le parece que el petróleo puede caer entre 30 a 40 us$/bbl? Respuesta; Una buena parte de la Cera Week opinaba que no era posible de sostener en el tiempo. Marcelo pone la analogía del nadador que se zambulle en una pileta y la única duda es ¿cuánto va a tardar en salir? 30 seg., 1 minuto o, 2 minutos Pero va salir, puesto que si no lo hace muere. Pasa lo mismo con el petróleo, está a 30/35 us$/bbl. Va a pasar algo, porque si no se mueren todos. Comodoro Rivadavia, Ecuador, Nigeria, Venezuela, etc.
¿Por qué? Caída en la producción de las shales, algunos países de la OPEC congelaran, cuantiosas transferencias de recursos monetarios de los exportadores (pobres), a los países de la OCDE, importante reducción de inversiones en el sector que tendrán su impacto. Según la visión de Marcelo El break even, si no hay acuerdo es 60 us$/bbl, si hay acuerdo si acuerdan tranquilamente lo podrán llevar a 80 us$/bbl sin que ello tenga demasiado impacto en el resto del mundo. De otro modo no funciona, Fíjense Argentina, país petrolero no funciona, Venezuela con las oil sands, etc. Pasan los meses y la caída en producción en USA es impactante.
Mr. ALI AL-NAIMI, MINISTER OF PETROLEUM SAUDI ARABIA
Se resume lo que dijo este prestigioso referente de la industria del petróleo respecto a las negociaciones de los productores; tratamos de buscar consenso con los productores que no integran la OPEC y la respuesta fue NO. Con lo que termino la reunión. El resto de que ahora son pro mercado es poco creíble Han regulado durante 50 años el precio del petróleo, ¿ahora resulta que son discípulos de Von Misses?
US SHALES: GAS PRODUCTION
En materia de gas el tema es diferente, puesto que si el precio del petróleo llega a 100 us$/bbl USA no podrá producir mucho más de lo que ha venido haciendo en shale oil, pero en gas es diferente. Lo que ocurre en USA con el shale gas es casi infinito. Las cuencas mencionadas al principio de la exposición son realmente enormes, están a poca profundidad y la producción creció de modo considerable en poco tiempo, como se puede observar en la diapo. En el 2009 era cero, y en el 2016 producen casi 5 veces la producción Argentina que hace 40 años viene produciendo mediante 5 cuencas distintas. Marcellus y Utica son increíbles, además están cerca de N York - inédito – tanta producción ha logrado que se revirtiese el flujo de los gasoductos, ahora el gas va de NY a Texas. Esto quiere decir que USA, y sus socios Canadá y México tienen energía barata por muchísimos años. tanto en la forma de NG como electricidad. Seguramente el precio del NG no será 2 us$/Mbtu. MMM no lo cree sostenible, pero si bien el año pasado pensaba que podría ser 5 o 6 us$/Mbtu, ahora dice, me ganaron la pulseada. Creo que podría ser entre 3 y 4 us$/Mbtu con ello se podrá lograr algo permanente y sostenible. Esto significa que USA goza de un producto a 3 us$/Mbtu, mientras que UE tendrán un producto más barato que antes de la caída de los precios, pero que casi triplica al de USA. Los yacimientos de USA los considero infinitos para esta charla, pero aun así al resto del mundo le sirve en la medida en que importen desde allí pero aun así en destino final el precio del gas será de 8 o 9 us$/Mbtu y no los 2 o 3 us$/Mbtu de los EEUU. O sea que si USA quisiese poner GNC en sus vehículos le cuesta 2 o 3 us$/Mbtu en tanto que si lo quiere hacer un país europeo, le cuesta 8 o 9 us$/Mbtu. Lo mismo vale para el caso en que se quiera generar electricidad en USA a 2 us$/Mbtu puede generar a menos de 40 us$/MWh, en tanto que en UE con el gas a 8 o 9 us$/Mbtu, sale 70 a 80 us$/MWh. O sea, todo el que sea energo intensivo le conviene instalar sus plantas en USA. Ojo que me vienen ganando la pulseada con los precios. Hace 2 años hablaba de 6 el año pasado puse entre 4 y 5 us$/Mbtu y este año entre 3 y 4 us$/Mbtu. Los americanos hacen un pozo vertical de 1500 m y, luego siguen en horizontal 3.000 m, es increíble, hacen 30 fracturas, obviamente para tener producción en una roca de bajísima permeabilidad. Con garra y tecnología la transformaron en económicamente rentable. Uno de estos gigantescos pozos, en USA pude costar 7 a 8 us$MM, en Argentina alguien con mucha suerte podría pensar en hacerlo, con un costo entre 15 a 16 us$MM, lo más probable es que cueste us$ 20MM. En USA cuesta us$/100 M la fractura, aquí hasta hace muy poco era us$400 M/fractura. El tema sindical en nuestro país es un tema muy grosso.
P. Se comenta que cuando Gallucio expuso en la reunión del Sheraton dijo que cuando comenzó a perforar en VM lo hicieron para el caso del petróleo con valores de 12 us$ MM/pozo y que esperaban llegar a 7/8 us$ MM/pozo.
R. Los pozos petroleros que están en Loma Campana (LC) con Chevron arrancaron en 13/14 us$ MM/pozo y luego pasaron a 8 us$ MM/pozo Los de LC quizá tienen 10 fracturas. El tema es cuanto cuesta cada fractura. Perforo vertical y luego cada 100 m una fractura. Haciendo 1000m laterales son 10 fracturas. Inyectar agua a presión que se expande y rompe la roca en 100x80x100 metros generando la permeabilidad que la roca no tenía Un pozo de 1000 m de lateral se tiene otra productividad. En un pozo con un costo de 10 us$ MM, si se quieren hacer 20 o 30 fracturas, ese pozo puede costar 15 a 17 us$ MM. Los americanos han hecho maravillas puesto que hacen 30 fracturas con 7 a 8 us$MM En cambio en Argentina cualquiera que quisiera hacer lo mismo le saldría cerca de 20 us$MM.
P. Se consulta sobre V Muerta respecto al gas.
R. Adelantando un poco la exposición, se manifiesta que para invertir en VM una gigantesca roca y mejor que en USA, parce lógico el valor de 7,5 us$/Mbtu. Si ahora lo bajan cometerían un error puesto que las cuentas no dan muy bien. Por otro lado, nunca estuve de acuerdo en que se incremente el precio base (del gas convencional) ya que no tiene nada que ver con las nuevas inversiones. Con el 7,5 us$/Mbtu, estoy de acuerdo, puesto que de no ser así no habrá inversiones. En todo caso si se produjese un aluvión de inversiones, bienvenido sea, puesto que en 2 o 3 años debería comenzar a morigerarse dicho valor. El 7,5 us$/Mbtu esta ok, si van a poner 6 us$/Mbtu como gas marginal, como por algún lado se escucha, se paran las inversiones.
CLIMATE CHANGE: COP 21 – PARIS, DEC- 2015
Este es un tema que viene con mucha fuerza, es una certeza, en diciembre firmaron un protocolo Alguien puede preguntarse. ¿Es serio? ¿Tiene medidas importantísimas? La respuesta viene más adelante en la próxima diapo. Lo que firmaron es el reconocimiento de que existe un Cambio Climático a raíz de las emisiones y que el mundo NO quiere que la temperatura suba más de 1,5°C o 2°C tomando como ref. el comienzo de la Revolución Industrial hasta fin del siglo XXI. ¿Qué paso? son acuerdos protocolares, obligación de informar
Hay una paradoja, si un “Square engineer”, que se maneja con fórmulas, se pregunta y pregunta bueno ¿a qué me obliga París? La respuesta; es nada por el momento. Obligación de informar ¿cuándo? en el 2020 hay que presentar un plan.
Esto es lo acordado en París. Entonces ¿qué pasa si a partir de mañana incremento mis emisiones e informo a todas las partes sobre el hecho? Nada. El ing. vuelve a su oficina y no hace nada, continua incrementando sus emisiones, pero si Usted es un diplomático, un verde o una persona con cualidades humanísticas no se haría esas preguntas, diría que París es un suceso extraordinario. O sea el que piensa como Ing. esta en el horno, hay que transformarse en diplomático, o en verde y comprar la idea, mejor adaptarse el mejor ejemplo de este tema es nuestro país, tenemos una ley EERR que la voto la mayoría del Congreso.
RENEWABLES: WIND CAPACITY
Entrando con el tema de las EERR en el mundo la eólica tuvo un incremento significativo paso de 369.6 GW en 2014 a 432.4 GW en 2015, costando 2.000 us/KW
RENEWABLES: SOLAR CAPACITY
Respecto a la solar, el incremento fue mayor, están haciendo maravillas con la fabricación de paneles fotovoltaicos en cuanto a la reducción de costo. Hubo licitaciones con valores cotizados que son insólitos, Perú, México, Dubai. Como referencia generar electricidad con gas a 7/8 us$/Mbtu cuesta 70/75 us$/MWh. La solar era ignorada en mis informes porque costaba más de 200 us$/MWh o sea más del triple. Bueno en esos tres países la peor fue de 50 us$/MWh, en tanto que en Dubai (la semana pasada), fue alrededor de 30 us$/MWh
ELECTRICITY GENERATION COST
Analizando costos comparativos de generar con distintos recursos, se puede observar que lo pasa. Un norteamericano que puede generar con un gas a 2us$/Mbtu paga la electricidad a 33 us$/MWh, en cambio un Europeo o Indio le costaría 80 us$/MWh con precios del gas mucho más caros.
Es interesante ver qué pasa con el viento, no ha mejorado mucho con un costo de inversión de 1.812 us$/KW el viento ya está compitiendo con el gas en los países que tienen que importarlo. No así en USA. La solar es impactante, como redujo su costo de inversión, hoy 1.500 us$/KW, con ello el costo eléctrico es 80 us$/MWh con una TIR de 10%. La pregunta es ¿cómo se hace para cotizar 40 us$/MWh? Como ejercicio se tomó 1.000 us$/KW y luego 2% de TIR da 50 us$/MWh. ¿Cómo se cotiza a 40? ¿Tendrá un subsidio encubierto? ¿Se repetirá en Argentina? de ser así será una revolución.
P. Se consulta si continua siendo válido eso de; que la necesidad tiene cara de hereje, respecto a cubrir las necesidades energéticas de la población con aquello que resulte más accesible al funcionario de turno.
R. Si puesto que no es posible resolver todo con EERR. Vean lo que pasa con los indios y el carbón, si pueden importar carbón a 50 us$/ton. Producen electricidad a 65 us$/MWh y les conviene respecto a importar LNG a 9 us$/Mbtu, o sea los indios siguieron con el carbón, fueron a París, firmaron y siguió con el carbón. ¿Porque? Porque es más barato y deben darle electricidad a su población. Un tercio de los indios no tiene acceso a la electricidad, en África es aún peor, la ministra de Mozambique estuvo en el CERA y dijo que solo el 17% de la población de Mozambique tiene acceso a la electricidad.
RENEWABLES: SOLAR
Nuevamente aparece la insidiosa periodista virtual, preguntándole con tono irónico, ¿qué pasó con su postura anterior?
Marcelo reconoce que cambio de parecer después de París y de algunos hechos, como la reducción de costo de la solar, ahora está en 1.500 us$/KW o aún menor puesto que para cotizar 40 us$/MWh los Chinos deben estar ofreciendo debajo de 1.000 us$/KW. Atención que para poner eólica, la inversión es de 1.800 us$/KW.
Veamos la belleza de la solar. Es peor que la eólica, se tiene una superficie del panel fotovoltaico y este tiene un rendimiento que está dado por la naturaleza del silicio y la incidencia del rayo solar. El R puede estar en el 16/18% Dependiendo del lugar será el H La radiación anual. Ej. La puna de Atacama y Marruecos excelente, Londres y Dinamarca pobres. Después PR, la performance tiene que ver con las perdidas.
Lo interesante es que si uno quisiera hacer con solar toda la energía eléctrica que consume el mundo, el dueño de TESLA lo hizo en Arizona, se necesitaría una superficie de 350 km x 350 km de paneles solares. Si quisiéramos hacerlo para el consumo argentino, la superficie sería de 25 Km x 25 Km. O sea es infinita, mientras dure el sol como tal. El tema es como se aprovecha, cuanto costaba antes, como se transporta
Este es el panorama mundial, ¿cómo aplica en Argentina?
Para iniciar el intercambio de opiniones se recuerda los principios del Departamento, que es tener energía en cantidad; calidad, seguridad y a precios razonables, esto último significa que permita una industria competitiva. Argentina dispone de una increíble abundancia de Recursos, en variedad de tipo y ubicación geográfica, sin embargo tenemos déficit energético, hoy estamos en emergencia eléctrica oficialmente declarada, importamos energía de distintos tipos; gas por ducto de Bolivia, o GNL regasiaficado en Chile por los ductos que antes exportábamos a dicho país, o GNL regasificado en Escobar o BB en cantidades crecientes.
Respecto a las EERR efectivamente lo hemos discutido largamente, tenemos la Ley, su reglamentación que pareciera que necesita de otra reglamentación debido a las dudas que genera, se habla de una inminente licitación de CAMMESA sobre las EERR no tenemos precisiones del modo en se hará. AGUEERA y otras organizaciones vienen siguiendo el tema.
P ¿Está Argentina en los comentarios del mundo energético?
R. Es una vedette en el foro de petróleo y gas. El hecho de que VM sea la N° 2 en el mundo después de USA luego vienen China, algo de Canadá, Sud África, Argelia, bueno cuando se habla de shales siempre se cuela Argentina en la charla, el tema es que nos ha costado muchísimo, a pesar de que YPF hizo inversiones más que sustanciales en estos últimos 4 años, algunas muy criticadas, aun así argentina produce hoy 25.000 bbl/d de petróleo, seguro que si se hace bien la cuenta no son rentables, aun con el precio sostén. El mundo lo que mira es que USA produce 5 MM bbl/d de shales y que sube o baja de a 100Mbbl/d por mes. Lo que hizo Argentina en estos 4 años fue una preparación hacia el futuro y se necesita un cambio fenomenal de inversiones para aspirar algún día al autoabastecimiento, tanto en petróleo como en gas natural, pero debe ser un cambio fenomenal. Por eso digo que es bueno el 7.5 us$/Mbtu en gas puesto que ni aun así va a ser fácil traer los capitales Porque hay discusión hoy en Argentina, pues importar gas de Bolivia cuesta 3.10 us$/Mbtu este trimestre (viene desfasado) como consecuencia del valor del petróleo que estuvo 27/30 us$/bbl durante un par de meses lo que contagia al fuel que es la parte más importante de la formula con Bolivia. El precio del gas boliviano refleja el costo de un petróleo baratísimo si se cumplen los pronósticos de MMM no será un problema puesto que Argentina estará por encima de 7 us$/Mbtu en su costo de oportunidad, Bolivia podrá esta en 6 o 7 us$/Mbtu. El hecho es que importamos 40 MMMCD y todo lo que produjo el shale gas en estos años está en 3 o 4 MMMCD, vale decir que siquiera empezamos, con mayores necesidades cada día. Creo que los capitales deberían comenzar a llegar, se eliminó el tema del cepo, lo mismo con los holdaouts Empresas como Total Shell Exxon están mirando VM muy en serio. Está de moda. Cualquier empresa que va a CERA escucha, anota, y dice me voy a Argentina. Esto es lo que está ocurriendo
P ¿YPF no se concentró más en petróleo que en gas en su desarrollo de VM?
R. YPF arranca con un precio del petróleo de 100/110 us$/bbl y para Argentina de 75 us$/bbl, más que suficiente y con un socio Chevron que tiene un área Loma Campana. Para tener encuentra de que se trata, se mencionan que VM se puede dividir en dos secciones, el oeste hacia la cordillera, es todo dry gas, no produce un barril de petróleo y el este es black oil petrolera, en el medio existe una lonja que es wet oil o wet gas dependiendo el contenido. Esa lonja es donde esta Loma Campana. En esa época se creía y se cree aun, que lo mejor es la diversidad o sea ir hacia un lado u otro. Están en una zona wet, pero se inclinaron con Chevron más hacia el petróleo, pues cuando fueron a la parte de gas no les convenía, se dio el tema de los pozos verticales. Con los precios actuales, inclusive con el sostén del petróleo, la mejor inversión sería hacia el dry gas, que es lo que está haciendo Total en Aguada Pichana y, en el Orejano, YPF con Dow, tienen muy buen rendimiento de dry gas.
P ¿Están sacando Shale o tight gas?
R. En VM todo es shale, sin embargo en Argentina queda tight que ni siquiera requiere pozos horizontales, no son roca madre, sin embargo, también son rocas complicadas, con baja permeabilidad. PAE, YPF, PETROBRAS, han hecho fracturas en zonas muy duras con pozos verticales, VM necesita pozos horizontales de 1.000/1500 m. Tight gas no va a resolver el problema de la autosuficiencia, en cambio si el precio del gas se va a 10 us$/Mbtu a nivel mundial, VM en 10 años puede resolver dicho problema.
P. ¿No es “too much”10 us$/Mbtu?
R. Puede parecer hoy, pero es lo que va a costar importarlo. Si la política es liberar el precio de las nuevas inversiones, se va a ir al costo marginal de importación, que es QUATAR y, eso va a estar entre 9 y 10 us$/Mbtu con lo cual 7,5 us$/Mbtu parecerá fenómeno.
P. Hoy estamos subsidiando a los productores con el precio del gas y el petróleo, sin embargo hay paros en distintas regiones productoras. ¿Se da esta situación en el resto del mundo o somos un caso aislado?
R. No somos un caso único en materia de precios sostén, sin embargo mi posición desde la época de Kicillof, ha sido que nunca fui amigo de precio sostén “for ever” para el petróleo. En mi opinión lo hubiera mantenido, pero con el compromiso explícito frente al periodismo, de que en 4 trimestres se debería igualar al valor internacional.
En tanto que en gas hay que dejar el 7,5 us$/Mbtu como sostén, porque estamos importando 40 MMMCD de gas.
Se plantea que pasa en nuestro país con las EERR
Se menciona que hay muchas versiones sobre los pasos a seguir, entre ellas que la semana próxima saldría algún tipo de reglamentación más de detalle previa a la licitación.
Se consulta si alguien tiene conocimiento sobre los plazos tendría un usuario de igual o más de 300 KW para tomar una decisión, sobre alguna de las tres alternativas
No hay precisiones.
¿Dónde debería registrarse? No hay precisiones.
Si dicho usuario no hace nada, por defecto va a CAMMESA. Se consulta que ocurriría con dicho usuario si CAMMESA no cumple con el 8%. El usuario no debería ser castigado.
¿Por qué? Es lo que dice el decreto 531. El solo hecho de ir con CAMMESA cumpliría con todas sus obligaciones.
Una cuestión importantísima, es si el usuario que va con CAMMESA queda obligado por el mismo tiempo que CAMMESA o puede salirse antes de que se cumpla el plazo. Se recuerda que los contratos serian por 15/20 años. Según los abogados la transferencia por obligación es muy dudosa. Habrá que seguir la evolución de los acontecimientos.
Conclusiones
La respuesta a la pregunta del título no es sencilla, sin embargo pareciera que luego de tocar un piso rebotó para buscar un nuevo punto de equilibrio por debajo de los 100 us$/bbl. El análisis de la evolución del precio del petróleo, desde sus inicios a la fecha, es realmente complejo, - más aún, si se trata de proyectarlo a futuro -, dado la diversidad de factores que lo afectan; nuevas tecnologías, comerciales, económicos, geopolíticos, étnicos, religiosos, etc. Dada la importancia que tiene el recurso y sus múltiples usos, no solo como energético, sino también como materia prima, así como la enorme infraestructura, que se ha desarrollado a su alrededor (exploración y explotación (on y off shore), transporte, almacenamiento, refinado, etc.), su reemplazo probablemente tomará más tiempo del pensado, jugando un rol protagónico en ello, otro combustible fósil como es el Gas natural, si bien menos contaminante no neutro.
Sobre la evolución de las EERR en el mundo no cabe duda de que el compromiso asumido por los países participantes en la COP 21, marca una tendencia hacia una mayor participación de la energía renovable en la matriz energética primaria, situación que se estimulará con la reducción del costo de este recurso, especialmente en la electricidad generada mediante paneles solares. Es muy probable que ello se vea potenciado por un incremento en el costo de la penalización de las emisiones del CO2 equivalente. Respecto a nuestro país, el gobierno manifestó su intención de mejorar la propuesta hecha originalmente en diciembre de 2015 en la COP 21, para ello cuenta, entre otras acciones, con incrementar la participación de las EERR en la matriz eléctrica. Para lograrlo dispone de una normativa que está poniendo en marcha mediante la reciente licitación contenida en las Res. MEYM Nº71 y Nº72.
Finalmente, en cuanto a los recursos, todo ello nos lleva a recordar lo que venimos sosteniendo desde el Departamento. Es necesario hacer un mayor uso del recurso menos utilizado; EL USO RACIONAL Y EFICIENTE DE LA ENERGÍA
