Vaca Muerta dejó de ser una promesa y ya es la formación más potente de la industria energética argentina. Sin embargo, falta mucho para que llegue a su máximo potencial. De sus 30.000 kilómetros de extensión, solo hay un 8% en etapa de desarrollo masivo. Su capacidad para exportar petróleo y gas podría cambiar la macroeconomía por completo, pero todavía subsisten problemas de infraestructura. Las empresas y el Estado están avanzando al respecto, pero queda tarea por hacer.
Argentina estaría a punto de dejar atrás la balanza comercial negativa, quizás para siempre, para entrar en un ciclo virtuoso de exportaciones. De haber tenido reglas de juego definidas e infraestructura, Vaca Muerta ya podría haber exportado US$ 40.000 millones en petróleo. Es lo que sucede con formaciones de rendimientos similares en Estados Unidos.
“Es muy auspicioso lo que vemos. La limitación del crecimiento pasa por la infraestructura. Si me preguntan cómo hago para poder producir más gas natural, lo que respondo es que necesito más ‘caños’ y vamos a incrementar la producción porque tenemos cómo hacerlo”,explica Rodolfo Freyre,vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de PAE.
Freyre fue uno de los protagonistas del panel “Un año clave para el petróleo y el gas” organizado por Clarín que forma parte del ciclo “El mundo que viene”, que cuenta con el apoyo principal de Telecom, OSDE y DESA, el sponsoreo de Afarte y Pan American Energy, y del apoyo de YPF.
En esta ocasión, y además de Freyre, participaron Juan Manuel Ardito, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF; Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants; Ernesto López Anadón, presidente del IAPG; y Gustavo Gallino, director general de Área Sur de Techint Ingeniería & Construcción.
“Hay un recurso espectacular de primer nivel de clase mundial y hemos sido capaz de ir aprendiendo en los últimos años, en dar esa economía de escala que requiere. La gran limitación que tenemos es la capacidad de evacuación tanto en petróleo como en gas natural”, enfatiza.
En YPF observan una evolución del negocio que los lleva a tener optimismo.”Hemos evolucionado muchísimo en eficiencia, sobre todo en construcción de pozos. En los últimos cinco años hemos reducido un 30% los costos de perforación en fractura. Hoy hacemos entre tres y cuatro veces la cantidad de fracturas con un mismo equipo que hacíamos hace hace cuatro o cinco años, implementando técnicas que también se usan en Estados Unidos”, describe Juan Manuel Ardito, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF.
Oldelval, que posee oleoductos, está ampliando su capacidad de transporte. “También estamos iniciando un proyecto de YPF que es Vaca Muerta Sur. Es un nuevo oleoducto para construir desde el centro de operaciones de petróleo en Vaca Muerta a Punta Colorada, a la costa del Atlántico. Entonces, si ponemos sobre la mesa todos esos proyectos, estamos hablando de triplicar la capacidad de transporte de la cuenca. Y eso es petróleo crudo competitivo, de bajo costo y de baja huella de carbono”, añade.
Daniel Gerold, Director de G&G Energy Consultants, dice que la inversión en el sector es casi «récord». «Viene del 2020, con la pandemia y las restricciones, que había bajado a US$3.500 millones o algo por el estilo. Después subió al 2021 y el año pasado, a US$9.000 millones. El proyectado para este año es de US$10.100 millones. Es el sector que más invierte y es inversión de largo plazo, no son los costos operativos. Y no incluye los gasoductos y los oleoductos que están en otra cuenta, que suman en los próximos dos o tres años, unos US$4.000/US$ 4.500 millones más», destaca.
«Esto se logró con lo que se reinvierte localmente y lo que se financia localmente. Es decir, si hubiera una perspectiva más de largo plazo, si hubiera un régimen de acceso a divisas -no digo que sea libre, pero que tenga previsibilidad y se cumpla- como es lo que se está tratando de lograr ahora. eso va a poder financiar el traer equipos de perforación nuevos que se necesitan, sobre todo de los de fracturas, porque eso es el límite que hay; plantas de tratamiento, módulos para traer e incorporar y poder poder producir y desarrollar e implementar en esta película tan positiva que viene desde hace muchos años, que aceleró y puede seguir acelerando», dijo.
El gasoducto que une Vaca Muerta con Buenos Aires es un punto de inflexión. “Va a disminuir fuerte las importaciones de productos muy caros como el gasoil y el gas natural licuado. Entonces este segundo semestre, junto con las obras complementarias y el gasoducto operando, va a haber una reducción importante, en la importación de gasoil para la generación eléctrica, que típicamente sube fuerte desde noviembre y además habrá un incremento en la exportación de petróleo y también algo de líquidos como propano o butano que se separan del gas natural”, explica.
“Tenemos recursos en Vaca Muerta que superan con creces lo que se puede consumir acá en Argentina. Hay un paso de los hidrocarburos para convertirse en un proyecto neto de exportación. Por ejemplo, si esto hubiese estado en Estados Unidos, con las condiciones que tiene Estados Unidos, -que tiene mucho más acceso al capital, más infraestructura, más equipos de servicio y demás- podría, desde el arranque que tuvimos podríamos haber, por ejemplo, haber acumulado 700 millones de barriles más de petróleo, serían unos US$40.000 millones más de exportación«, manifiesta López Anadón.
«También podríamos haber producido dos o 3 trillones de pies cúbicos más de gas, otros US$10.000 millones de exportación. Deberíamos haber puesto inversiones por encima de las que hicimos por un orden acumulado de US$70.000 millones. Hoy no estaríamos hablando de un déficit de divisas. Todos los años son fundamentales para poner en valor los enormes recursos que tenemos de gas y petróleo, Las políticas que se implementen tienen que tender a dos cosas. El norte es exportar todo lo que se pueda. Y segundo, dejar que la industria privada actúe. Se va a requerir Infraestructura», completó.
Techint hizo dos tramos del gasoducto Vaca Muerta, de 446 kilómetros, con SACDE. «Está terminado desde el punto de vista mecánico. Hoy está en un período de llenado, lo que se llama empaque (line pack). Hoy tiene más de 200 kilómetros con gas y se sigue llenando, suponiendo que cerca de 25 de julio, mediados de o fines de julio va a estar completo», puntualiza Gustavo Gallino, director General Área Sur de Techint Ingeniería & Construcción.
«Nosotros no participamos de llenado. Acompañamos al operador que en este caso es TGS -quien ganó la licitación para la operación del ducto-. La puesta en marcha. Quedan algunas cosas por terminar, que no hacen al funcionamiento del gasoducto. Como cualquier proyecto, quien conoce sabe que siempre hay un patch list final que -más allá de que esté en operación un proyecto- después se van terminando», narra Gallino.
Gerold se entusiasma por una “industria que está en expansión, como estaba cuando yo empecé a trabajar. Me hace rejuvenecer, como en los 90. Empecé a trabajar una industria en expansión, con proyectos de gasoductos, oleoductos, yacimientos, planta de tratamiento. Estamos en un boom. En Neuquén no hay una habitación de hotel,no se puede alquiler ni una camioneta de la expansión. Soy ingeniero, pero veo un cambio estructural en la economía”, relata.
Otros proyectos
«En la segunda etapa, el gasoducto que hoy llega a Buenos Aires se conectará con Santa Fe. Se está hablando de la reversión del gasoducto Norte, que traería vinculaciones con Brasil y Bolivia. Es muy interesante toda esa sinergia regional», plantea Ardito, de YPF.
La petrolera de mayoría estatal trabaja un proyecto para una planta de GNL, que implicaría miles de millones de dólares en inversión y exportaciones.
«Tenemos recursos de gas que pueden durar entre 120 y 150 años», según Freyre. «El desafío es ponerlo en valor lo más rápido posible. Podemos sustituir la importación de Bolivia y vamos a necesitar ese gas en el norte», agrega.
«Estamos haciendo proyectos para Pluspetrol-YPF, junto con Sacde en el proyecto de Oldelval, hay mucha actividad, muchos proyectos, incluso de gas para consumo de fertilizantes», según Gallino, de Techint. «Falta previsibilidad para que algunos proyectos se concreten».
Las importaciones de energía son consideradas una suerte de «talón de Aquiles», que viene afectando a distintos gobiernos. «Pasa desde la década del 40. Cuando el país crece, hay más consumo de energía y si no alcanza la energía local, hay que importar. Eso puede provocar un shock de precios como el año pasado», define Gerold.
«La política más importante fue dar precios normales para el gas. Y permitir que se exporte petróleo y gas natural. Entonces, hay que dejar que la industria privada actúe. En los últimos dos años, el crecimiento de producción ha sido espectacular», según Gerold.
«Hay que cumplir las leyes. La disponibilidad de divisas para inversiones, como capital o deuda, va a aparecer en la medida que se cumpla con las condiciones establecidas. La actual ley de Hidrocarburos, la 17.319, es muy buena y no tenemos por qué estar cambiando ese tipo de leyes», destaca López Anadón, del IAPG.