Nueva oportunidad para Vaca Muerta: los desafíos y pedidos de los petroleros para aumentar la producción y generar divisas

Desde Neuquén - Si antes de la invasión de Rusia y Ucrania Vaca Muerta era la gran promesa energética de la Argentina, con un potencial para garantizar 60 años de consumo de petróleo y 170 años de gas, y a precios competitivos, tras el conflicto bélico ya no quedan dudas.

El salto exponencial en el costo de la energía, sumado a las demoras locales en avanzar con obras de infraestructura para transportar más gas -gasoducto Néstor Kirchner-, hizo que la balanza comercial con el resto del mundo del sector se volviera muy deficitaria, lo que complicó más de lo que estaba el problema de la falta de divisas que afronta el país.

La necesidad de revertir este escenario y las grandes oportunidades que aparecieron para exportar, con precios que se estima en el sector petrolero seguirán altos a nivel mundial, derivaron en un consenso generalizado de que la Argentina tiene que avanzar de forma urgente con cambios regulatorios e inversiones en infraestructura para poder aprovechar al máximo el potencial que tiene el yacimiento neuquino.

El festejo del Día de la Industria que la UIA había organizado en el Parque Industrial de Neuquén tenía como propósito generar un debate en torno a estos desafíos, con la presencia de directivos de varias compañías que operan en Vaca Muerta. Pero el intento de magnicidio a la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner la noche anterior modificó todos los planes y el seminario previsto, con referentes de YPF, Panamerican Energy (PAE) y Tecpetrol, del Grupo Techint, fue cancelado. Aún así, charlas informales con varias fuentes de la industria fueron suficientes para tener un escenario claro de cuáles son las preocupaciones y los desafíos que el sector petrolero tiene hacia adelante.

“Hay quienes piensan que primero hay que estabilizar la macro para que proyectos como los que se requieren para aprovechar al máximo Vaca Muerta sean viables. Eso es verdad. Pero la pregunta que nos hacemos es: ´¿Hay tiempo para esperar? ¿O, por el contrario, se generan las condiciones necesarias para estos proyectos puedan lanzarse en paralelo y contribuyan a esa estabilización macro?´. Nosotros creemos que si bien es super necesario estabilizar la macro, acá existe la posibilidad de encapsular estos proyectos y dar las señales necesarias para que esto arranque más rápido”, afirmó un alto directivo de una de las principales compañías del sector, mientras calculaba que para poder cumplir con el Plan de Vaca Muerta 2030, se requerirán inversiones acumuladas en torno a los USD 70.000 millones hasta entonces.

Son varias las limitaciones con las que se encuentra el sector, pero la falta de infraestructura, especialmente de transporte, es una de las principales, tanto en petróleo como en gas. Según las fuentes, todo el desarrollo futuro y los mayores volúmenes provendrán de Vaca Muerta, por lo que “hay que reconectar al país de manera distinta. Hay que llegar al norte del yacimiento y compensar las declinaciones del sur, así como también reconfigurar los oleoductos y gasoductos para que Vaca Muerta sea el centro”.

La puesta en marcha de la obra del primer tramo del gasoducto Néstor Kirchner, que llegará hasta Saliqueló y estaría listo para junio del 2023, generó algo de alivio en la industria, ya que permitiría inyectar unos 11 millones de metros cúbicos diarios más a la red el invierno próximo y descomprimiría, en parte, la necesidad de importar gas licuado por barco, con lo que ello implicará en términos de ahorro de divisas. Pero el segundo tramo es fundamental porque permitirá conectar el sistema de transporte del norte del país y reemplazar la importación de Bolivia, cuya producción se encuentra en un franco declive. Es más, el sector espera que en 2025 ya no habrá más gas de ese país para la Argentina. Por eso, destacan la importancia de arrancar cuanto antes con la segunda etapa del proyecto del gasoducto, ya que el norte del país no puede ser abastecido desde los barcos.

Actualmente, se producen en Vaca Muerta 230.000 barriles de petróleo por día, que equivalen al 39% del total país, en tanto que en el caso del gas, la producción alcanza a 53 millones de metros cúbicos diarios, que es el 38% del total.

El yacimiento Fortín de Piedra es el mayor productor de gas de la Argentina, con sus 20,6 millones de metros cúbicos diarios, y está perforado apenas al 30%, lo que da cuenta del enorme potencial que aún tiene en materia productiva. Implica apenas el 1,2% del área total de Vaca Muerta y hoy provee del 15% del consumo de gas del país.

A futuro, el sector cree que, si se dan todas las condiciones económicas y de mercado necesarias, el yacimiento -que es el 2° del mundo no convencional en gas y el 4° en petróleo- podría producir 750.000 barriles de crudo por día y 140 millones de metros cúbicos diarios de gas, que representan 60 y 170 años de consumo, respectivamente.

Pero para llegar a ese objetivo, las inversiones que deben realizarse son monstruosas. Además de las obras de infraestructura, que son clave para este desarrollo, las empresas deben desembolsar en conjunto todos los años USD 7.000 millones en perforación de pozos de gas y petróleo, ya que los no convencionales ya declinan 60% el primer año. Pero esos montos solamente son para mantener los niveles actuales de producción, por lo que los números se acrecientan si se busca un aumento en la producción.

“Tenemos que abrirnos al exterior”, opinó otro empresario del sector. Y agregó: “Si pensamos sólo en el mercado interno, tendremos gas por 200 años, pero estaremos perdiendo este motor importante para mejorar la balanza comercial, de ingreso de divisas y de mejora de las inversiones”. Este año, y a pesar de que el invierno fue más cálido, llegó energía eléctrica desde Brasil y Bolivia mantuvo su nivel de exportaciones a la Argentina, aunque a un mayor costo, el país cerrará el año con importaciones por USD 13.500 millones.

Con exportaciones cercanas a los USD 7.000 millones, entre petróleo y sobrantes de combustibles, la balanza comercial cerrará negativa en USD 5.500 millones, cuando en 2021 fue de apenas USD 560 millones, de acuerdo con cifras de la industria. Influyeron en el monto de las importaciones los mayores precios, promediaron USD 28, cifra que hoy es mucho más alta y que complicaría el escenario en 2023 si no se termina con la obra del gasoducto.

La necesidad de dar el salto en las exportaciones regionales proviene, fundamentalmente, porque hay unos 60 millones de metros cúbicos de gas por día que se requieren para atender el consumo en invierno. Pero si se avanza con infraestructura para este volumen, el país debe tener resuelto qué hacer con ese gas durante el verano.

“De estos 60 millones, hay unos 40 millones que tiene sentido cubrir con capacidad de infraestructura, pero va a haber una parte que siempre va a tener sentido importarla porque va a tener mejor costo que tener una infraestructura ociosa esperando para operar dos meses al año”, dijeron las fuentes de la industria. La pregunta que hoy hay que hacerse es cuánto costará el gas de invierno, ya que dependerá mucho de esta ecuación. De todos modos, aclaran en el sector, siempre será mucho más competitivo producir que importarlo.

Precocupaciones concretas para la agenda

En definitiva, la agenda que los petroleros promueven con el gas incluye sustituir importaciones de gas licuado, gasoil y del gas boliviano; aumentar las exportaciones a Chile y Brasil, y desarrollar una planta de GNL. Sin embargo, las fuentes consultadas aseguran que “hoy el mercado energético está muy regulado y eso debería despejarse” para un proyecto de esas características.

“Hay que hacer reformas en la Ley de Hidrocarburos que permitan generar garantías a través de los proyectos de inversiones. Eso va desde la estabilidad tributaria hasta conceptos como la devolución anticipada del IVA para las inversiones”, dijo un empresario del sector, esperanzado con que el ministro de Economía, Sergio Massa, avance por este camino.

Por lo pronto, el funcionario estuvo en esta ciudad quince días atrás y anticipó que avanzará en la reglamentación de un decreto que le brindará al sector, a partir del 1 de enero, “una enorme cantidad de ventajas competitivas sobre el crecimiento de la producción”.

Uno de los principales problemas que acusan las petroleras, como tantos otros rubros, es la imposibilidad de acceder a divisas para repagar préstamos del exterior o girar dividendos, por lo que esperan que ello esté contemplado en el paquete previsto por el nuevo equipo económico.

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