El sector energético asoma en la Argentina en un momento histórico de desarrollo ante oportunidades que pueden constituir un punto de inflexión para definir una nueva matriz económica y productiva del país, junto con ramas con ramas tan dinámicas como las de los alimentos, los minerales y la economía del conocimiento. La crisis energética global y la guerra en Ucrania generaron un reacomodamiento de precios y nuevos circuitos comerciales, en un escenario global en que la inflación, las presiones monetarias y la amenaza de recesión crearon un desafiante entorno.

A pesar de ese contexto impensado, la agenda energética local proyecta para este 2023 la consolidación de Vaca Muerta como vector de desarrollo con récords de producción de gas y petróleo, para apuntalar el camino del autoabastecimiento y de la exportación hacia Chile, el gran mercado de Brasil y luego a todos los continentes con el Gas Natural Licuado (GNL).

Los hidrocarburos no convencionales demostraron en los últimos 12 meses su dinamismo con una mejora sensible de costos y de productividad que permitieron en diciembre el récord histórico de 282.400 barriles diarios de petróleo, con un incremento del 32,9% interanual y aportando a los 619.000 barriles de la producción nacional, la más alta desde 2009.

La performance del gas no convencional también fue la más alta de la historia, representando el 56% del total. Pero hoy es clave pensar en las inversiones que permitan mejorar rápidamente la capacidad de transporte de crudo y gas de Vaca Muerta para dar lugar a la expansión, y en esa línea se inscribe la rehabilitación inminente del Oleoducto Trasandino que permitirá evacuar la producción de crudo por los puertos de Chile con una capacidad de 160.000 barriles por día.

En sentido hacia el Atlántico, la ampliación del sistema de Oleoductos del Valle, que une la Cuenca Neuquina con Puerto Rosales en Bahía Blanca, es la principal arteria de transporte de petróleo del país y el proyecto implica duplicar su capacidad actual. Son obras que se complementan con la infraestructura que construye el Estado nacional, especialmente el gasoducto Néstor Kirchner en sus dos etapas y la ampliación de la red para mejorar el abastecimiento interno a precios competitivos y permitir llegar con gas a Brasil para compensar el declive del mercado boliviano.

Pero tan grande expectativa se refleja también en los planes de las principales operadoras de la Cuenca Neuquina. Para Pablo González, presidente de YPF, “los resultados logrados en 2022 no se veían desde hacía muchos años en YPF y muestran que superamos la situación compleja en la que se encontraba la compañía tras años de desinversión, caída de la producción y endeudamiento. La inversión superó los US$ 4.000 millones y la producción total registró un crecimiento del orden del 9%, el más importante de los últimos 25 años”.

“Para este año vamos a aumentar las inversiones para superar los US$ 5.000 millones, una de las mayores desde la recuperación de YPF. Pensamos seguir en el camino que iniciamos hace tres años de aumento sostenido de las inversiones, lo que genera mayor actividad y producción, mejora la situación en las provincias en donde operamos, aumenta el empleo y aporta energía para el desarrollo del país” agrega el ex vicegobernador santacruceño al aseverar que “YPF es clave en el escenario actual de mayor demanda de energía y va a liderar el proceso para autoabastecer al país y convertirlo en un exportador de energía: mejorando la actividad convencional, potenciando el desarrollo de Vaca Muerta y financiando obras de infraestructura y transporte que permitan el crecimiento de la producción”.

La misma preocupación por asegurar la infraestructura para la producción se plantea desde Shell Argentina, la primera operadora privada del país que preside el venezolano Ricardo Rodríguez, que este mes está inaugurando el Oleoducto Sierras Blancas (Neuquén) y Allen (Río Negro) junto a los principales ejecutivos de Shell y sus compañías socias en el proyecto Pan American Energy y Pluspetrol. 

La obra, explica, es “la primera inversión privada en la construcción de un oleoducto en Vaca Muerta y la primera inversión de Shell Argentina en midstream en 108 años en el país”. Con 105 kilómetros de recorrido y una capacidad de transporte de 125.000 barriles por día, es “un proyecto clave para incrementar la capacidad de evacuación de producción de las operadoras en la cuenca, que hoy limita el crecimiento de escala. 

También permitirá conectar a Vaca Muerta con el oleoducto troncal de Oldelval y su proyecto, duplicar y a la vez potenciar las vías de exportación de la cuenca”. La participación de empresas locales en el proyecto forma parte de la estrategia de Compre Local de Shell para contribuir a la generación de empleo local y el impulso de las compañías de servicios en ambas provincias.

La ventana del gas en la formación no convencional también se asoma a una transformación de escenarios con la construcción del primer tramo del Gasoducto Néstor Kirchner, una obra de 573 kilómetros de caños –entre Tratayén y Salliqueló– que permitirá contar con un 30% extra de capacidad de transporte para los centros de consumo con un ahorro de US$ 3.000 millones en importaciones y subsidios y profundizar la posibilidad de exportación.

Oscar Sardi, CEO de TGS

Transportadora Gas del Sur ya en 2018 invirtió US$ 300 millones para la construcción de una red de gasoductos locales en Vaca Muerta y una planta de acondicionamiento de gas, ubicada en Tratayén. Oscar Sardi, CEO de TGS, expresa: “Continuar expandiendo las operaciones en la cuenca neuquina ratifica que las inversiones realizadas desde 2018 han promovido soluciones eficientes para los productores, ya que resuelve el transporte y el acondicionamiento de la producción agregando valor al gas natural”. Al mismo tiempo, revela que la compañía tiene el proyecto de ampliación de la Planta Tratayén proyectado en el período 2023-2024, “que está avanzando en línea con la visión de acompañar modularmente el desarrollo productivo de Vaca Muerta, y para el próximo año alcanzar una capacidad de acondicionamiento de 28 MM m3/d, duplicando la actual”.

Frente a las obras en marcha de extensión de 32 kilómetros del Gasoducto Vaca Muerta en su Tramo Norte, consolidando así una red de captación de gas natural de 182 kilómetros, Sardi asegura que “el próximo paso será convertir la planta en una planta de procesamiento que permita recuperar los componentes licuables existentes en el gas natural tales como propano, butano y gasolina, para luego poder ser comercializados en el mercado local e internacional”.

Pero, en el actual contexto macroeconómico en el que el tiempo apremia, resulta también fundamental evitar el desabastecimiento en el centro y Norte del país, teniendo en cuenta el declino del abastecimiento del gas desde Bolivia que este año podría resultar de un tercio de lo comprometido en los contratos originales de 2005. Dentro del paquete de obras de transporte, el proyecto más crítico en el corto plazo en términos de suministro interno es la reversión del Gasoducto Norte.

Daniel Ridelener, director general de Transportadora Gas del Norte, considera que la ejecución de estas obras permitirá, en primer lugar, “asegurar el suministro de gas natural para el norte del país, además de reducir el consumo de combustibles líquidos, potenciar a la industria minera y al mismo tiempo la posibilidad de exportar al norte de Chile y a Brasil vía Bolivia. El área de San Pablo es uno de los principales mercados potenciales para el gas de Vaca Muerta”.

Daniel Ridelener, director general de Transportadora Gas del Norte

Por eso, TGN propuso al Estado nacional hacerse cargo de la primera etapa de la ampliación de la capacidad del Gasoducto Norte, con la realización de ciertas obras que permitirán incrementar en poco tiempo la capacidad de reversión de los 7 MMm3/d actuales a 10 MMm3/d. “Esta obra da lugar a un mayor abastecimiento de gas a centrales de generación evitando restricciones de abastecimiento eléctrico, y reduciendo el consumo de combustibles líquidos en la zona y las importaciones de gas de Bolivia a precios mayores al del gas nacional”. La reversión del Gasoducto Norte implica dos etapas más de vinculación y de expansión de capacidad, lo que permitirá un crecimiento significativo del volumen exportable para llegar al mercado de Brasil vía Bolivia.

La puesta en marcha de los nuevos gasoductos requerirá del compromiso de los productores y así se reflejó en el lanzamiento del Plan GAS.AR 4 y 5, con un horizonte hasta el 2028, que permitirá un ahorro de divisas de alrededor de US$ 27.000 millones, al tiempo que generará ahorros de subsidios por más de US$ 18.000 millones, ambos para el periodo 2023-2028.

Pero las obras de infraestructura también tienen una mirada a lo largo de toda la cadena de valor del gas y genera desafíos a las empresas distribuidoras que son las encargadas de la vinculación con los usuarios residenciales, comerciales e industriales.

Pablo González presidente de YPF

Así lo explica Jaime Barba, presidente de Camuzzi, quien reconoce que las distribuidoras “representan el último eslabón y hoy son uno de los más frágiles de la cadena, como consecuencia del congelamiento tarifario sostenido a lo largo de los años, que ha limitado el crecimiento de la red y, por ende, la incorporación de más usuarios al sistema. Frente a un entorno de costos crecientes y sin tarifas que permitan acompañarlos, nos hemos visto en la obligación de tomar medidas restrictivas, limitando las inversiones a aquellas que son necesarias por cuestiones de seguridad y confiabilidad operativa, en detrimento de las que permitirían la incorporación de nuevos usuarios”.

A muy poco de que se cumplieron 30 años del nuevo sistema surgido tras la privatización de Gas del Estado, Barba destaca que “se alcanzaron importantes logros pese a que, durante 20 años de los 30, no se cumplió con el Marco Regulatorio y tampoco se instrumentaron tarifas acordes, aun cuando se encuentran contempladas en la Ley del Gas. Por ello, es prioritario normalizar las condiciones en las que se presta el servicio público, dándole certeza y previsibilidad a una actividad que requiere de planificación a largo plazo, inversiones plurianuales e incorporación de tecnología”. La historia muestra que, cuando se alteran las condiciones contractuales y regulatorias, el servicio comienza a deteriorarse, afectando su calidad y la posibilidad de hacer expansiones para llegar a nuevos usuarios.

Analizando la demanda de energéticos como el crudo, combustibles livianos y pesados, gas natural, energía eléctrica, todas las inversiones en la industria energética precisan de un horizonte para el largo plazo. Esto significa que, si bien Vaca Muerta posee los recursos necesarios para reemplazar en gran medida las actuales importaciones, el siguiente cuello de botella será asegurar la demanda. Así lo plantea Christian Podestá, apoderado de Victorio Podestá & Cía., la empresa dedicada a la comercialización, almacenamiento, transporte y distribución de hidrocarburos. Con los mercados de Chile y Brasil “se está hablando de una demanda local y regional potencial de unos 170/175 millones m3/d promedio anual. Si bien es realmente atractiva, es necesaria una mayor demanda, sobre todo en la época estival. Ambicioso objetivo que se puede alcanzar exportando GNL".

Los distintos proyectos de instalar plantas de licuefacción para exportación pondrán a la Argentina en condiciones de explotar exhaustivamente sus recursos y convertirse en un player interesante para exportar GNL a, principalmente, los países del hemisferio norte, coincide Podestá. Más aún en estos tiempos en los cuales la demanda mundial por el gas natural se encuentra en auge, el conflicto ruso-ucraniano disparó los costos energéticos y se ha convertido en un combustible de transición energética, al ser más limpio que otros derivados del petróleo y del carbón. “Habiendo asegurado la demanda de largo plazo, y con la infraestructura necesaria, Vaca Muerta podría estar presente en el mercado mundial para el 2026/2027”, concluye.