SOFÍA DIAMANTE

En julio se cumplirán apenas 11 años desde que YPF y Chevron firmaron el contrato que marcó la primera inversión a escala para comenzar a producir petróleo y gas de manera no convencional Vaca Muerta. Hasta ese año, si bien había estudios que mostraban la riqueza hidrocarburífera de la cuenca neuquina, todavía no se sabía si era económicamente viable desarrollarla debido a la dureza de la roca. Una década después, la producción no convencional ya explica el 51% del total de extracción de petróleo de la Argentina.

En diciembre pasado, el país produjo 693.000 barriles diarios, de los cuales 352.000 fueron producción no convencional (shale oil). Se trató de un aumento interanual de 27,2%, que permitió compensar la declinación de la producción convencional, que cayó 3,6% a 341.000 barriles, según datos de la consultora Economía & Energía (EyE).

La cuenca neuquina, que tiene producción convencional y no convencional, explicó el 66% del total de la producción, con 456.270 barriles diarios de petróleo. Luego le siguió la cuenca del Golfo de San Jorge, con 201.077 barriles (29% del total), donde se produce petróleo pesado –llamado Escalante–, dijo G&G Energy Consultants.

Este cambio en la matriz de producción petrolera en tan poco tiempo derivó en que las principales refinerías del país tuvieran que hacer inversiones millonarias para adaptar sus plantas al petróleo más liviano de Vaca Muerta, llamado Medanito.

De igual modo, la productividad de los yacimientos no convencionales sorprendió también a las mismas petroleras, que se encontraron con problemas para evacuar toda su producción, generando cuellos de botella.

En el último año, YPF invirtió US$ 250 millones para poner en funcionamiento el oleoducto Vaca Muerta Norte, que incrementó en un 50% la capacidad de transporte de petróleo desde la Cuenca Neuquina hasta su conexión con el Oleoducto Trasandino (Otasa), que permitió volver a exportarle crudo a Chile.

Al mismo tiempo, en 2023 comenzó la ampliación de Oleoductos del Valle (Oldelval), la empresa que opera el principal ducto que conecta Vaca Muerta con Buenos Aires, luego de haber anunciado una inversión de US$ 1.080 millones.

Los accionistas de Oldelval son las propias petroleras, que pusieron en marcha el proyecto debido a las estimaciones que tienen de su futura producción. Oldelval duplicará su capacidad de transporte de los 226.000 barriles diarios a 540.923 para 2025, aunque las obras están atrasadas debido a las demoras en la importación de insumos clave para la construcción.

En gas, Vaca Muerta ya había alcanzado el hito de producción en julio de 2021, cuando la oferta de shale y tight gas (dos formas de producción no convencional, que técnicamente varían según el nivel de porosidad y permeabilidad de la roca) superaron la oferta del convencional. En diciembre pasado, el gas no convencional representó el 58% del total, gracias a los 51 millones de m3/d de shale y a los 15 millones de tight, que superaron a los 48 millones de m3/d de gas convencional.

Al igual que con el petróleo, el sector gasífero también tuvo problemas de cuello de botella en el transporte y derivó en la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner. La industria está a la espera de la construcción del segundo tramo del ducto y de la reversión del sentido de flujo del gasoducto del norte, que permitirá llegar con el gas de Vaca Muerta al norte argentino y a Bolivia.

“Vaca Muerta logró crecer con la infraestructura existente en transporte, pero ya se llenaron los ductos. Ahora hay que desarrollar la infraestructura, que ya empezó el año pasado con la habilitación del oleoducto Trasandino, con el proyecto de duplicar Oldelval y con la primera parte del gasoducto Néstor Kirchner. Si eso no avanzaba, había un techo de producción. Si nos guiamos por la inercia de los proyectos, en 2028 deberíamos poder llegar a la producción de un millón de barriles a nivel país”, dijo Alejandro Monteiro, exministro de Energía de Neuquén.

El año pasado, la Argentina logró aumentar su producción de petróleo 8,5%, pese a la incertidumbre política y económica, a las restricciones para importar y al cepo cambiario.

“Para seguir creciendo se necesita una macro que colabore. No es necesario que seamos Estados Unidos, pero se necesita que la macro colabore. Que podamos ampliar la infraestructura y que podamos incorporar equipamiento, porque estamos saturados. Los equipos para la perforación de pozos horizontales y el set de fractura están al límite, y hace tiempo no se incorpora nuevo equipamiento", sumó.

"Pero faltan las condiciones para la inversión, porque eso también afecta la falta de equipamiento. Sin condiciones adecuadas, las empresas de servicios de perforación y fractura no van a traer equipamiento para seguir acumulando una bola de pesos porque no pueden pagar sus utilidades a las casas matrices”,  agregó el actual secretario ejecutivo de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI).

Las principales productoras de petróleo son YPF, con el 37% del total (259.400 barriles diarios); Pan American Energy (PAE), de la familia Bulgheroni, con 14% (99.700); Vista, la empresa fundada por Miguel Galuccio, con 8% (56.400); Chevron, con 7% (46.800 barriles), y Shell, con 6% (44.400 barriles), según datos de EyE.

En cuanto a gas, las principales productoras son YPF, con el 31% (35 millones de m3/d); PAE, con el 14% (15,9 millones); Tecpetrol, del grupo Techint, con 11% (12,9 millones); Total, con 9% (9,9 millones), y Pampa Energía, con 7% (7,8 millones).

“Los saltos y sorpresas productivas, tanto en petróleo como en gas, van a venir de los no convencionales. En el Golfo de San Jorge están manejando crudos convencionales y algo de gas, pero el desafío es reducir las curvas de declinación. Tanto el salto productivo en Vaca Muerta, como la reducción de la declinación en San Jorge, dependen de ingentes inversiones. Para que esta tendencia se consolide, se necesita el correlato de una economía estable y sin cepos cambiarios. Esto es clave para el sector”, dijo Daniel Montamat, ex secretario de Energía.

“En la micro sectorial, es importante lo que se está debatiendo sobre internacionalización del mercado de petróleo, derivados y, si es posible, de gas natural, porque allí empezamos a tener la discusión de maximización de renta, que es precio menos costos", agregó.

"Los precios internos tienen que estar alineados a los precios internacionales y la industria local tiene que trabajar sobre la reducción de costos. Es un objetivo común, porque la renta se reparte entre el Estado Nacional y las provincias, que se apropian parte de esa renta, pero también entre las empresas del sector. Esta microeconomía, dependiendo de estas condiciones y dependiendo de la estabilidad tributaria para las grandes inversiones, son las claves para que sigamos teniendo buenas noticias desde el punto de vista productivo”, completó Montamat.

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