Esta semana se conoció un informe del Departamento de Energía de los Estados Unidos (DoE) que ubicó a la Argentina como el tercer país del mundo con “recursos potenciales” de gas no convencional, detrás de China y muy cerca de Estados Unidos. El informe, contratado por el DoE a la consultora Advanced Resources International (ARI), es parte de una investigación que busca conocer los recursos mundiales de gas de esquistos, conocido como shale gas o gas de “arcillas compactas”. Este gas “no convencional” es la gran esperanza de prolongar la extracción de un recurso que hoy se agota y que, merced a los avances tecnológicos, es ahora factible de extraer donde antes no lo era. De hecho, el 23 por ciento del gas seco que se extrae hoy en Estados Unidos es, según el mismo informe de la ARI, de este origen. Para conseguir este gas se necesita un complejo sistema de multiplicación de pozos y de inducción de fisuras hidráulicas que, según los ecologistas, es altamente contaminante, a la vez que demandante de agua y energía.

La información difundida esta semana es que los recursos “técnicamente recuperables” de gas no convencional de China son de 1275 TCF, los de Estados Unidos de 862 y los de Argentina de 774 TCF. “TCF” son las siglas en inglés para “Trillones” de Pies Cúbicos: 1 TCF equivale a 28.320 millones de metros cúbicos. Pero estas cifras abrumadoras no dicen nada si no se las compara con algo concreto. El gigantesco yacimiento gasífero de Loma La Lata, en la cuenca neuquina, tenía reservas iniciales de poco menos de 10 TCF. Fue este yacimiento descubierto en 1977 por la estatal YPF el que dio lugar a la transformación gasífera de la matriz energética argentina, al punto de que en los ‘90 se hicieron fuertes inversiones para gasificar las centrales de generación térmica y se decidió comenzar a reconvertir el parque vehicular. Pocos lo recuerdan, pero hasta hubo proyectos avanzados de reconvertir a gas al transporte urbano de pasajeros de la ciudad de Buenos Aires. 774 TCF, entonces, es una cifra que excita la imaginación. Pero siempre hay un pero. El especialista de la Fundación Bariloche Víctor Bravo, señaló a Cash que existe una diferencia sustancial entre los conceptos de “recursos técnicamente recuperables” (774 TCF) y “reservas”. La estimación de los primeros se asemeja a lo que se denomina “volumen in situ” que es todo lo que, se supone, hay del recurso. Por “reservas”, en cambio, se entiende lo que técnica y económicamente se puede obtener al momento de realizar la estimación. La clave para que un recurso sea “reserva”, entonces, está determinada por el costo de extracción, que a su vez depende de la tecnología y los precios internacionales y locales. En yacimientos estadounidenses, el país con mayor experiencia en la extracción de estos gases de esquistos, la evidencia empírica muestra que la “tasa de conversión” entre los “recursos no desarrollados” y las reservas comprobadas es de entre el 12 y el 15 por ciento. Suponiendo condiciones similares en la economía local significa que podría llegarse a reservas comprobadas de más de 100 TCF, una cifra igualmente gigantesca, una Argentina con el gas de 10 Loma La Lata. Claro que para ello hacen falta inversiones y tecnología y, para ambas, hacen falta precios. Dicho de otra manera, el escenario actual está lejos del potencial.

La discusión actual local tiene como sustrato el justo lamento por la privatización de YPF y, en consecuencia, la pérdida de la visión de los hidrocarburos como un recurso estratégico. Quienes recortan este dato de la realidad consideran que el modelo actual “es el mismo que en los ‘90”, un modelo conducido por el mercado y, poco se recuerda, con tarifas dolarizadas. Pero el reduccionismo es incorrecto. En el presente, y este es el lamento de las operadoras (y de las provincias productoras atadas a la suerte de las operadoras), el Estado interviene en el mercado mediante dos instrumentos esenciales, los cuadros tarifarios y las retenciones a las exportaciones. También, con suerte dispar, con una empresa estatal.

El resultado del conjunto es que si bien las decisiones de inversión continúan siendo privadas, razón por la que resultan determinantes las señales de precios, el sector público redistribuye la renta sectorial. Los beneficiarios de la intervención son, principalmente, los consumidores residenciales. Nada mejor que los números para tener una idea de la magnitud de la transferencia de la renta hidrocarburífera: el consumo residencial de gas, alrededor de un tercio del total, paga unos 0,8 dólares el millón de BTU, el destinado a las centrales térmicas (de generación eléctrica), otro tercio, abona hasta 1,8 dólares y el sector industrial hasta 3,2 dólares. En fecha reciente, para promocionar los yacimientos no convencionales se determinó que Cammesa, la administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, compre gas de este origen por hasta 5 dólares el millón de BTU.

Suele argumentarse que con estos valores, las petroleras no pierden dinero, pues se cubren los costos de producción. Puede ser que no pierdan, pero diariamente se importa gas por alrededor de 15 millones de metros cúbicos, fluido por el que se pagan valores que parten de los 7,5 dólares el millón de BTU por la importación desde Bolivia a más de 9 dólares por el que llega en los buques metaneros. Estas importaciones superan el 10 por ciento del consumo promedio diario del país, que ronda los 135 millones de metros cúbicos diarios. En este gap residen las esperanzas de provincias y operadoras. Ambas creen que el diferencial entre los precios internos y los de importación terminará tirando hacia arriba los precios locales y con ellos, prometen, el escenario potencial podría ser realidad. No es lo que sucedió tras la desregulación de los ‘90, pero la promesa está

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