JONATHAN RAED

La secretaría de Energía de la Nación, a cargo de Darío Martínez, anuncia cada mes un nuevo record de producción en Vaca Muerta. En este 2022, la producción en Vaca Muerta marcha a paso de vencedores, con un ritmo de 226.000 barriles diarios, un 35% más que al año anterior y ya ocupa el 40% de la producción total de crudo argentino, que se ubica en 563.000 barriles por día.

La vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner recordó en el acto por los 100 años de YPF que en su segundo mandato había “cumplido con el deber de devolverles YPF y Vaca Muerta a los argentinos”, allá por 2012, cuando el Estado expropió la mayoría accionaria a Repsol, recuperó el control de la compañía y comenzó a apostar fuerte en la cuenca neuquina.

El presidente Alberto Fernández, en ese mismo acto, remarcó que “en Europa, me piden el gas de Vaca Muerta” y manifestó el deseo de convertirse en un país exportador de gas y de petróleo, en el marco de la crisis energética global provocada por la guerra entre Rusia y la OTAN.

El entusiasmo es grande y lo es también el desafío. ¿Cuáles son las posibilidades concretas de que Argentina pueda exportar gas en el mediano plazo, si no logra hoy cubrir la demanda interna? ¿Por qué no se exporta todo el petróleo posible, si las condiciones parecen estar dadas?

Juan José Carbajales es abogado y politólogo. Dirige el Posgrado en Energía y Sostenibilidad de la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires (UBA). Entre 2019 y 2020, fue subsecretario de Hidrocarburos de la Nación. En diálogo con elDiarioAR, resumió: “Hay que discriminar petróleo de gas. Son dos situaciones muy distintas. En petróleo, la producción está aumentando, principalmente de la mano de YPF. El destino es doble: mercado interno y exportación. Mercado interno, para las refinerías, y exportación porque luego de la pandemia se pudo empezar a exportar el medanito que se produce acá”.

PETRÓLEO
Vaca Muerta produce un tipo de petróleo llamado “medanito”, que es más liviano y bajo en azufre. “Al principio, se exportaba con mucho descuento. Después, cuando ya se comprobó la calidad, cada vez menos. Es buena la noticia de encontrar mercado para este petróleo”, apuntó Carbajales.

Si bien el impulso comenzó en 2012, la producción de petróleo en Vaca Muerta fue marginal hasta 2018. A partir de 2019, empezó a crecer.

“Los primeros pozos exploratorios los hace YPF. Se hicieron inversiones muy fuertes que no se recuperaron nunca más. Se empezó haciendo con los conocimientos y equipos disponibles y no dio grandes resultados. Después, hubo una reconversión, se empezó a explorar con pozos horizontales y ahí explotó la producción. Entran jugadores de primer nivel y la producción no dejó de crecer en ningún momento”, señaló el especialista.

En 2019, se produjeron 100.000 barriles de crudo por día, que significó un 20% de la producción nacional total, que fue de 509.000 barriles diarios, según datos públicos de la Secretaría de Energía.

En 2020, la producción en Vaca Muerta aumentó un 20%, llegó a 120.000 barriles diarios y ocupó un 25% de la producción total, que descendió a 478.000 barriles diarios.

En 2021, la producción en Vaca Muerta dio un salto del 40%, alcanzó los 168.000 barriles diarios y ocupó un 33% de la producción total de crudo, que creció a 514.000 barriles diarios.

En este 2022, la producción en Vaca Muerta marcha a paso de vencedores, con un ritmo de 226.000 barriles diarios, un 35% más que al año anterior y ya ocupa el 40% de la producción total de crudo argentino, que se ubica en 563.000 barriles por día.

El ritmo actual de producción total nacional es el más alto desde 2010, cuando se produjeron 590.000 barriles por día. El primer problema que se advierte es el descenso de la producción convencional, que cayó (año a año) de 490.000 barriles diarios en 2018, a los actuales 337.000 barriles por día. Es decir, las petroleras se vuelcan a producir petróleo en Vaca Muerta, pero dejan de lado la producción convencional.

“Argentina no importa crudo. Para el consumo de combustible, ese crudo que se destila en las refinerías no es suficiente. Por eso, todos los años se importa un poco de gasoil para esta época; básicamente, para la cosecha gruesa del campo. Cómo autoabastecer de gasoil es la primera cuestión. Es un problema porque hay que hacer inversiones costosas en refinería, que llevan mucho tiempo de repago y que hoy encima está condicionado por la transición energética”, describió Carbajales.

La mirada es parcialmente compartida por el vocero de una de las empresas petroleras que opera en Vaca Muerta, quien aseguró a este medio: “El recurso es de calidad internacional. Ya está probada la productividad y la capacidad de la industria para desarrollar el recurso. Es comercial, tiene capacidad de ser exportado. El interrogante es cómo hacer para incrementar volúmenes en toda la potencialidad. Son desafíos estructurales de país y de infraestructura de corto plazo, que imposibilitan un mayor crecimiento de la producción”.

“En el crudo, el cuello de botella es por la evacuación. Se puede resolver relativamente rápido con las inversiones necesarias. Se necesitan oleoductos con mayor capacidad; es un problema de fierros, básicamente. Los ductos no tienen la capacidad de absorber mayor producción. Se necesitan más caños y más grandes”, continuó el vocero.

Más allá de la cuestión de infraestructura, las empresas piden también mayor estabilidad fiscal, previsibilidad y reducir “en el tiempo” los derechos de exportación (retenciones) “que restan competitividad”. La combinación de infraestructura y competitividad “será clave para que se siga incrementando la producción, para cumplir con el mercado doméstico y dar el salto para tener capacidad de exportación”, completó la fuente.

LOS GRANDES JUGADORES DEL MERCADO
YPF aporta actualmente el 47% del petróleo que se produce en Argentina. Le sigue Pan American Energy (PAE), con el 20%. En Vaca Muerta, YPF aumenta aún más su peso propio y extrae el 59% del crudo producido en Vaca Muerta.

Entre Shell y Vista Oil, aportan el 24% del total de crudo producido en la cuenca neuquina, en partes casi iguales. Les sigue PAE, con el 7%. Así, cuatro empresas concentran el 90% de la producción total de petróleo en Vaca Muerta. El 10% restante, se lo reparten entre 10 empresas. De estas, la más importante es Tecpetrol, con el 2,5%.

YPF aporta el 39% del gas que se produce en Vaca Muerta. Lo sigue de cerca Tecpetrol, que aporta el 22% desde Fortín de Piedra. Pampa Energía ocupa el tercer lugar, con el 10%. En tres empresas, se reparte el 70% de la producción total de gas en Vaca Muerta.

NO FALTA GAS, SINO TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO
En el gas, la cuestión es diferente. La producción en Vaca Muerta representa más del 50% del total del país. Se repite el esquema de la caída en la producción convencional, que se compensa con mayor producción en Vaca Muerta. Si bien se podría producir más, el cuello de botella está en el transporte y el almacenamiento.

“Había una caída fuerte desde mediados de 2019, que se logra revertir gracias al plan GasAR. El gasoducto Néstor Kirchner es clave para seguir ampliando la oferta interna. Quedó claro en los últimos años que los recursos son transformables en reservas económicamente rentables y técnicamente explotables, además de sustentables”, explicó Carbajales.

“Se necesitaba estímulo. Esto llegó en 2013, con el Plan Gas1. Se empezó a producir a partir de estos incentivos, pero también hubo una curva de aprendizaje. En 2017, hubo otro programa de estímulo que fue bien aprovechado por Tecpetrol, en Fortín de Piedra, y ocurre un incremento drástico en la producción. Después, los congelamientos de precios complejizaron el asunto y empezó a caer de manera fuerte la producción hasta que asume el nuevo gobierno y vuelve a incentivar con el Plan GasAR”, resumió.

La producción de gas en Vaca Muerta fue nula o marginal hasta 2018. En 2019, explotó: se produjeron 55 millones de metros cúbicos (M/m3) diarios, que significaron el 41% de la producción total de gas.

En 2020, en Vaca Muerta se produjeron 50 M/m3 diarios, que constituyeron el 41% del total del gas producido en el país (135 M/m3 diarios) y el 94% del gas no convencional. En 2021, se produjeron 56 M/m3 diarios, que significaron el 45% de la producción total del país (123 M/m3 diarios).

En los primeros cuatro meses de este año, la producción marchó a un ritmo de 65 M/m3, que significan el 50,5% de la producción total (127 M/m3 diarios) y el 95% del gas no convencional.

Se necesita más gas para seguir abasteciendo la demanda interna. Se puede industrializar y hacer fertilizantes que el mundo demanda y Argentina importa. Sirve también para reemplazo de combustibles contaminantes en el sistema de transporte local y para exportar a países vecinos como se hace con Chile en los meses de verano o el objetivo que hay de exportar a Brasil. Sin embargo, los gasoductos están colmados y la capacidad de almacenamiento es prácticamente nula.

El ingeniero Andrés Repar fue vicepresidente de Enargas y hoy es parte del Instituto de Energía Scalabrini Ortiz (IESO). Su mirada no es tan optimista. “Para hacer eso, hay que multiplicar por diez la infraestructura que hay hoy en día. Además, si se multiplican los pozos de fracking hay que ver si aguanta la estructura geológica. Nadie hizo un estudio de impacto ambiental”.

“El Gasoducto NK va a transportar 40 millones de m3 de gas por día. La primera etapa va a ser para 11 millones, la segunda el doble y después el resto. Hoy, tenés una capacidad de transporte de 80 millones de m3 por día. Esto no resuelve el pico del invierno, que es de 160 millones de m3 por día”, calculó Repar.

Para Repar, la respuesta está en ampliar la capacidad de almacenar. “Se puede pensar en un almacenamiento criogénico, que se hace mucho en Estados Unidos. Tenemos uno, en General Rodríguez, pero es muy chico: son 15 M de m3 y necesitamos 200 M de m3, mínimo. Tendría que ser en depósitos grandes, en la zona portuaria, y cerca de los lugares de consumo”, planteó.

Con respecto a la exportación, amplió: “Necesitás garantizar una provisión anual. No hay una evaluación cierta para el futuro. No se puede hablar de exportar a Europa, de ninguna manera. Los gasoductos europeos son de 300 M/m3. No se sustituye fácilmente”.

Finalmente, sobre la idea de la planta de licuefacción de YPF, afirmó: “Llevaría muchos años y es meterse ‘en camisa de once varas’. Hay que hacer grandes obras de infraestructura y es un riesgo ambiental muy grande. Es una locura”.

El citado vocero empresarial, evaluó: “No hay un mercado internacional. En una segunda etapa, se puede pensar en la regionalización del gas argentino hacia Brasil o Uruguay y reducir la injerencia de la importación. Es clave realización de gasoductos porque no hay capacidad de almacenaje”.

Comercialmente, “se necesitan tres elementos: competitividad, infraestructura y reglas de juego claras. Por ejemplo, respetar los precios de referencia internacional”.

Finalmente, Carbajales lo ve con más optimismo: “En el largo plazo, sería efectivamente llegar al objetivo de una planta de licuefacción, que viene pregonando el Presidente, con lo cual se podría abastecer a Europa de gas. El gasoducto NK está pensado en etapas. Las primeras son para remplazar importaciones en el mercado interno. Para llegar a un perfil exportador hay que ampliar mucho la capacidad de transporte. Tal vez, se podría hacer un gasoducto pensado específicamente para la exportación y una planta de licuefacción con una terminal portuaria”.

Con respecto al almacenamiento, opinó: “El problema es el transporte en invierno porque el poco almacenamiento que tenemos está en la zona de producción. Lo ideal sería almacenar cerca de la zona de consumo. Podés almacenar en verano, pero cuando querés consumir en invierno no lo podés transportar”.

“Son inversiones de 4 ó 5 mil millones de dólares, que tardan no menos de 4 o 5 años. Tal vez, pensar en una situación intermedia sea razonable: exportar e importar al mismo tiempo. Exportar en verano para obtener los dólares que permitan importar en invierno”, aseguró el portavoz.