Cuánta inversión se necesita para explotar Vaca Muerta a pleno y dejar atrás los cortes de electricidad

Dos eventos recientes expusieron la encrucijada energética de Argentina: un fuerte aumento de las exportaciones petroleras y del saldo comercial energético, junto con el enorme pero complejo potencial del gas. Estos se suman a dos grandes desafíos: concretar cerca de USD 150.000 millones en inversión para desarrollar Vaca Muerta a pleno y superar no solo el próximo verano -en el que, según ya advirtió el Gobierno, habrá cortes de electricidad- sino también los dos o tres siguientes.

Durante el encuentro anual del Instituto de Energía de la Universidad Austral, centrado en los desafíos de infraestructura de gasoductos, oleoductos, electricidad y el “midstream” petrolífero y gasífero, el interventor del Enargas, Carlos Casares (quien durante el gobierno de Mauricio Macri fue el primer funcionario regulador aprobado por el Congreso) planteó un gran objetivo: aumentar las reservas certificadas de gas de 14 TCF (Trillions of Cubic Feet, que en en español serían billones de pies cúbicos, medida estándar de recursos gasíferos) a 400 TCF. “Es una oportunidad que nos brinda la transición energética; si no las aprovechamos van a quedar en el subsuelo”, subrayó.

Casares explicó que Argentina consume 2 TCF por año, y si lograra exportar otros 2 TCF (5% a 10% del mercado internacional) tendría para 100 años. Sin embargo, reconoció, parte de esos recursos quedarán sin explotar, ya que la “ventana del gas” se cerrará antes. “El gran cuello de botella es la infraestructura; es lo primero que debemos resolver antes de buscar mercados”, enfatizó.

Roberto Carnicer, director del Instituto, coordinó el primer panel, en el que Daniel Ridelener, director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN), identificó tres de esos cuellos de botella: la salida del gas de la Cuenca Neuquina, el transporte al Noroeste -que mejoró con la finalización de la primera etapa de reversión del Gasoducto del Norte- y el transporte hacia el Noreste y Brasil, a través de Uruguaiana, sin pasar por Bolivia.

Ridelener también mencionó el “Gasoducto Vicuñas”, un proyecto de 300 kilómetros para abastecer la minería del litio en el NOA, con una inversión de USD 370 millones. La ingeniería básica está revisión, con consultas a comunidades prevista para diciembre, y la construcción llevaría unos 18 meses, para llegar a principios de 2027 con un flujo inicial de 1,5 millones de metros cúbicos diarios, tras atravesar 68 cruces en una altimetría de 3.000 a 4.500 metros sobre el nivel del mar.

El ejecutivo también mencionó una propuesta de Enarsa para aumentar la capacidad de transporte del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK) en 20 millones de metros cúbicos por día (Mm3d) con una inversión cercana a USD 2.000 millones.

Otra iniciativa, impulsada por TGS, busca vincular el GNK con el gasoducto Neuba 2 para incrementar la capacidad de transporte en 28 Mm3d, con un costo de USD 700 millones, lo que permitiría sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL), en Escobar.

Por su parte, Pablo Popik, de Mega, propiedad de YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%) cuya planta petroquímica en Bahía Blanca fracciona y separa líquidos del gas y produce fertilizantes, precisó que actualmente separa casi 1,7 millones de toneladas de líquidos por año y cubre el 60% del consumo interno, es el principal exportador de propano y butano del país y dueña del único poliducto de Gas y líquidos del gas del país. “Implica 1 de cada 4 garrafas y 40 cargas de barcos por año de exportación y 16.500 camiones cargados de producto”, precisó.

La producción “no convencional” de Vaca Muerta, explicó, “nos cambió todo y nos dio la oportunidad de seguir creciendo; es necesario aumentar la capacidad de la planta y la capacidad de bombeo del poliducto y superar restricciones en materia de fraccionamiento”.

Sin dar cifras, Popik mencionó la posible construcción de dos nuevas estaciones de bombeo (una en Río Negro y otra en La Pampa) expandir la capacidad de “separación criogénica” en la ya existente estación en Loma La Lata y pasar así de 4.800 toneladas a 5.600 toneladas diarias de productos petroquímicos para 2026.

Para dimensionar el potencial de crecimiento petroquímico a partir de Vaca Muerta un informe de Economía & Energía precisó que en EEUU el boom del shale al reducir el precio del gas le dio a la industria petroquímica competitividad global. EEUU pasó así a explicar 25% de las exportaciones mundiales de etileno, 12% de las de propileno, 20% de las de polietileno, 20% de las de PVC, 12% de las de polipropileno y 19% de las metanol, por más de USD 30.000 millones.

“No es posible hacer un paralelismo directo entre EEUU y Argentina, por las fuertes diferencias en producción de hidrocarburos y las persistentes restricciones macroeconómicas (…) pero las perspectivas de crecimiento de la producción de Gas Natural asociadas al desarrollo del shale abren otra ventana de oportunidad para la industria petroquímica local: actualmente la elaboración local de productos petroquímicos en Argentina es cerca del 80% del consumo interno. La mayor parte de las importaciones es de productos finales, que también se producen localmente (urea, polietileno, polipropileno, etc). La exportación de productos petroquímicos es relativamente baja (11% de la producción local). El escenario más probable es que las nuevas inversiones se centren en expansión de la capacidad instalada en productos que Argentina ya elabora: derivados del metano (fertilizantes, metanol) y la cadena de separación y fraccionamiento de líquidos. Esto permitiría sustituir importaciones petroquímicas”, subrayó la consultora encabezada por Nicolás Arceo.

Ricardo Höser, CEO de Oldelval, precisó que la cuenca neuquina aporta hoy 70% de la producción de petróleo crudo del país. La empresa, nacida en los 90s junto a TGN y TGS, transporta el 75% del crudo de la cuenca neuquina y 55% del total del país. Las expansiones de la red que se hicieron, explicó, fueron yendo rápidamente llenadas por las generosas ubres petroleras de Vaca Muerta,

”Desde 2021 la producción de la cuenca ha sido mucho más rápida de lo que nosotros podemos construir ductos. Y desde 2022, ni bien apareció ese cuello de botella, empezamos a trabajar en proyectos para aumentar la capacidad de evacuación de la cuenca”, relató Höser, quien aseguró que el proyecto “Duplicar Plus” (ya al 73% de avance de obra) se terminará en marzo de 2025.

“En octubre del 2021, cuando se generó el primer cuello de botella, la cuenca neuquina producía 290.000 barriles por día, hoy ya está en 480.000; con la ampliación que estamos terminando podrá poder llegar hasta 750.000 barriles por día”, precisó Höser, y proyectó para que 2026 Vaca Muerta seguirá desafiando la logística, con una producción de 810.000 barriles día para llegar en 2028 al millón de barriles. Hoy por hoy, hasta 2026 habría infraestructura.

“Duplicar Plus”, que duplicó la capacidad de transporte de gas hacia el Atlántico y podrá combinarse con el proyecto Vaca Muerta Sur, de YPF, precisó el CEO de Oldelval, es una inversión de USD 1.325 millones y va a permitir llevar hasta 540.000 barriles diarios de crudo de Vaca Muerta hasta Punta Colorada, en Río Negro “sin que la producción de la cuenca tenga que disminuir o parar”.

Ese solo proyecto, siguió Höser, permitirá exportar 300.000 barriles por día; a un precio promedio de USD 70 el barril serían USD 7.500 millones por año, solo de crudo. “Vamos a poder respirar unos meses”, dijo el ejecutivo, pero habrá que seguir haciendo ampliaciones, porque la cuenca neuquina seguirá empujando.

“El desafío de Vaca Muerta es la superficie: los oleoductos, los puertos, las rutas y las condiciones macroeconómicas para hacer las obras y respaldar los proyectos de producción”, dijo el CEO de Oldelval, que financió 80% de “Duplicar Plus” con “prepagos” de petroleras ansiosas por exportar vía el oleoducto, y 20% en el mercado.

A esa altura, estaba claro que la infraestructura para Vaca Muerta requiere decenas de miles de millones de dólares. “Entre USD 130.000 y 150.000 millones”, dijo un ejecutivo a Infobae.

En oleoductos no es un problema, explicó: las firmas están dispuestas a financiar su construcción, porque saben que por allí saldrá crudo que exportarán al mercado mundial. En gas y electricidad, señaló, es mucho más complejo, porque no están tan claros los precios y porque el financiamiento, al menos parcial, recaería sobre los consumidores locales y porque el secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González, dijo que la recién concluida primera etapa de reversión del Gasoducto del Norte (suficiente para abastecer de gas a 7 provincias argentinas, pero no para exportar a Chile y Brasil) podría ser “la última obra pública” que financie el Estado.

De hecho, en el siguiente panel Carlos Borga, director técnico de Transener, transportista de electricidad que opera y mantiene el 80% de las líneas de alta tensión de la Argentina (unos 13.000 kilómetros de 500 kilovoltios en todo el país y unos 7.000 kilómetros de 132 kilovoltios en la provincia de Buenos Aires), conectando los nodos de generación del Comahue, el Litoral y la Patagonia con los grandes centros urbanos, dijo que “en los últimos 20 años la demanda de electricidad se duplicó, pero la red de transporte de alta tensión creció solo el 50 por ciento.

“No hay más capacidad, lo que significa que no podemos aprovechar la generación eficiente de algunos nodos (básicamente, los renovables eólicos de la Patagonia y solares del NOA), con lo cual buena parte de la generación local se hace a partir de combustibles líquidos, más costosos y ambientalmente menos sustentables”, destacó Borga.

“Tenemos que generar energía cercana gastando mucho más en el despacho y la saturación hace que equipamiento del sistema de transporte en temperaturas extremas esté muy exigido”, dijo Borga.

“Debe haber ampliaciones, hace años debieron empezarse”, subrayó. Y mencionó la resolución 507/2023, del gobierno anterior: un plan de USD 9.800 millones de inversión en transporte de energía, con abundantes referencias a su necesidad, pero ninguna a su financiamiento.

“Las ampliaciones deben iniciarse ya”, insistió Borga, quien dijo que Transener propuso a la Secretaría de Energía y a Cammesa iniciar ya mismo la primera de las diez obras necesarias, llamada AMBA 1, de USD 1.100 millones, a financiar con un “estampillado” sobre las facturas de electricidad. En 6 meses, dijo, se juntaría el dinero necesario para iniciar la obra, que insumiría unos 3 años, el tiempo que llevaría superar el desafío del próximo y de los siguientes dos o tres veranos, en que el sistema eléctrico estará al límite y -como ya adelantó el gobierno- habrá cortes de electricidad.

Según los números que exhibió Borga, el “estampillado” tendría un costo de 3,4% sobre el actual sistema, impactaría en 1,4% promedio en la tarifa eléctrica y 0,2% en la inflación minorista.

“Es un monto muy chico, pero la Secretaría de Energía y Economía nos dicen que hay un montón de 0,1 y 0,2 por cientos que necesita el país”, dijo Borga, admitiendo la incertidumbre sobre quién y cómo pagará la inversión para que los argentinos no pasemos este y los siguientes veranos entre cortes de electricidad.

También Gabriel Baldasarre, de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (Ageera, dueña del 20% de las acciones de Cammesa) admitió la precariedad del sistema eléctrico al señalar que 5 GW (gigawats) de la capacidad de generación tienen una antigüedad mayor a 50 años, recordar que el pico de demanda estival crece sistemáticamente y pasaría de su récord de 29.600 MW a casi 31.000 MW en el verano 2024/25 y precisar que para el próximo año se prevé una incorporación de generación de solo 1.200 GW (unos 1.000 de renovables y 200 de térmica).

La precariedad eléctrica fue aún más resaltada en el seminario anual del Instituto Argentino de Energía General Mosconi, en el que su presidente, Jorge Lapeña, recordó que de los 43.000 MW de energía eléctrica instalada “en los papeles” se dispone “en la realidad” de cerca de 31.000, por lo que este verano habrá que importar electricidad de Uruguay, Paraguay y Brasil.

Lapeña expuso su preocupación porque el Presupuesto 2025 no contempla inversiones energéticas, marcó como “ideologismo” la idea de que el sector privado extienda la vida útil de las Centrales Nucleares y como “escapismo” eludir la necesidad de ampliar el sistema de transporte de 500 kilovoltios, que llamó “columna vertebral” del sistema eléctrico.

En línea con cifras expuestas en la reunión del Instituto de Energía de la Universidad Austral, Adolfo Sánchez Zinny dijo que la Argentina necesita unos USD 20.000 millones anuales de inversión en energía y que “con toda la furia” llega a USD 12.000 millones y el economista especializado en el sector energético, Nicolás Gadano, subrayó la falta de un horizonte claro de precios, en particular en el caso del gas, para que las inversiones se lleven a cabo.

Alejandro Einstoss, profesor e investigador del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) UBA-Conicet contó a Infobae el “problema enorme” del sector eléctrico y, en general, en definir cómo se financiará la infraestructura necesaria para explotar a pleno Vaca Muerta y el potencial energético argentino.

“Se sabe qué obras son necesarias, pero no cómo financiarlas. Es el gran problema desde hace varios gobiernos”, señaló. El caso del transporte eléctrico, enfatizó, es crucial para la transición energética, pero no hay incentivo para que la inversión la haga el sector privado. No lo hizo en los 90s y no lo hará tampoco ahora. Según Einstoss, esa inversión la debe financiar “la demanda”. Así se hicieron las represas del Comahue, recordó, con un cargo sobre las facturas de la entonces Segba.

Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, dijo que una cosa es lo que la Argentina necesita para autoabastecerse de gas (de petróleo ya tiene márgenes exportables) y otra lo que se necesita para convertirse en un exportador neto.

“En producción de petróleo crudo llegaremos a un millón de barriles en 2028, a lo sumo en 2029; el gas depende de que tengamos la planta de licuefacción”, señaló. Carnicer expuso a Infobae un “numerito brutal” al precisar que por cada millón de toneladas año de producción de GNL (equivalente a 4 millones de m3 de gas por día) se necesitan unos USD 1.200 millones de inversión, con lo que por ese solo concepto se necesitan al menos USD 24.000 millones, pero con gasoductos, rutas y puertos “sumando, y sin incluir la parte eléctrica, se llega rápido a los USD 40.000 millones”, subrayó.

A su vez, Francisco Romano, codirector del Instituto de Energía y coordinador del panel de midstream, dijo que el hilo conductor de los paneles del seminario de la Universidad Austral fue eliminar “cuellos de botella”, algo contemplado en las reformas que hizo la ley Bases a la Ley Federal de Hidrocarburos y a la Ley del Gas, “sobre todo porque el RIGI, que incluye inversiones en Energía, se enfoca en obras de infraestructura, en especial ductos y plantas de licuefacción, no en el upstream”.

Los temas principales de la nueva legislación, recordó a Infobae, son libertad de exportación y de precio y nuevas figuras jurídicas (autorizaciones de transporte, almacenamiento y habilitaciones de procesamiento). Pero eso aún no se reglamentó, aunque el plazo de 60 días desde la sanción venció hace un mes. Esa reglamentación “es muy necesaria”, argumentó Romano, por la maraña de normas inferiores restrictivas de la exportación. El Plan Gas.ar, concluyó, sirvió cuando se lanzó, pero no es libertad de precios (de hecho, los fija); se necesita llegar a la “contractualización total” de gas y electricidad y desregular toda la cadena de valor.

En suma, faltan decenas de miles de millones de dólares y definiciones políticas, jurídicas y económicas para que la Argentina no le quede chica a Vaca Muerta y vuelva a pasar veranos sin grandes sobresaltos eléctricos.