GABRIELA ORIGLIA/LA NACIÓN
Este año la Argentina importará gas por unos US$ 7.000 millones; en 2021 fueron US$ 1.000 millones. Aunque el país cuenta con reservas en Vaca Muerta que equivalen a seis veces todo el gas que necesita en los próximos 20 años, los expertos advierten que todos los exportadores también importan porque es la dinámica que permite operaciones de largo plazo y sostenibles. La explotación del yacimiento, además, permitiría vender butano y propano, con alto precio internacional.
La Argentina consume 84% de gas de producción nacional y 16% importado, cifra que alcanza alrededor de 27% en invierno. De las compras en el extranjero, casi 60% es de GNL. Hace unos días el gobierno anunció que el país exportará 300.000 metros cúbicos de gas diarios a la región chilena del BioBío entre el 1 de junio y el 30 de septiembre; la operación aportará US$ 590 millones.
En paralelo, funcionarios nacionales vienen planteando que negocian exportar gas a Europa, que busca oferentes alternativos por la alta dependencia de Rusia que tiene. Ernesto López Anadon, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, plantea que “nunca se planificaron” exportaciones permanentes, más allá de las puntuales a Chile o al sur de Brasil. Mandar gas a otras regiones implica, como base, una inversión de US$ 7.000 millones y entre cinco y seis años.
“A medida que se posterga cada vez se hará más difícil -añade-. En el mundo hay gas, sino arrancamos rápido no vamos a estar dentro de los posibles suministradores Europa. Vaca Muerta es un proyecto que podría llegar a funcionar con un pensamiento de largo plazo, con los políticos, en su conjunto, apostando al futuro”. Aclara que la seguridad de suministro no se da con las reservas locales, se consigue con proveedores de energía “confiables”.
López Anadon ratifica que, si la Argentina “exporta mucho no tendrá problemas en importar. Siempre esa es la solución más barata”. De no importar en momentos puntuales, se debería construir un gasoducto para “tenerlo lleno unos diez días salteados al año y, el resto del tiempo, vacío”. La “abundancia” de gas dará “precios bajos” dice y grafica con lo sucedido en Estados Unidos con la explotación del shale gas.
Gerardo Rabinovich, vicepresidente del Instituto Argentino de Energía, subraya: “Cómo vamos a tener una ‘oportunidad’ con algo que no podemos sacar; sino tenemos el producto no tenemos ‘oportunidad’. Desarrollar la ‘oportunidad’ lleva tiempo”. Indica que no hay que confundir “recursos” con “reservas”; en esa línea señala que aun pasando todo a “reservas” la Argentina no es un país que esté al nivel de los grandes del mundo como Rusia, Irán, Qatar, Australia o Estados Unidos.
Respecto de la actual coyuntura -altos precios por la guerra entre Rusia y Ucrania-, Rabinovich apunta que no hay certeza de cuánto se extenderá y enfatiza que en energía los negocios son “de largo plazo, de 15 a 20 años, un tiempo que permite recuperar lo invertido. Hoy hay una oportunidad para el que está instalado y aprovecha una coyuntura”.
Para el especialista, desarrollar Vaca Muerta requiere inversiones anuales de entre US$ 7.000 millones y US$ 8.000 millones, además de lo que se requiere para el transporte. “En condiciones macroeconómicas normales se pueden realizar y empezar por recuperar el autoconsumo”, detalla.
QUÉ SE NECESITA
La mayoría de los especialistas coinciden en que la Argentina tiene el gas y la potencialidad para explotarlo y exportar pero que, en la actualidad, no están dadas las condiciones para las mega inversiones que se requieren. Desde Quantum América, Fernando Damonte grafica que, en condiciones de libre mercado en 1997, el país tenía 20 años de reservas sin descubrir nuevos pozos pero cuando el Estado intervino, cayeron a menos de diez años. “Vaca Muerta está, lo que no está es el contexto”, resume.
El director del área Energía de la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral, Roberto Carnicer, enfatiza que Vaca Muerta es para el mercado internacional para lo que hay que construir el gasoducto y la planta de licuefacción. A su criterio no debería ejecutarse un gasoducto a Brasil porque ese país en menos de una década podrá autoabastecerse y, en el mientras tanto, se puede atender vía Bolivia.
Para que las inversiones necesarias lleguen Carnicer dice que hay que “blindar” los proyectos: garantizar que se podrá exportar a precio internacional, que no tendrán cepo, que no habrá intervención estatal en el precio.
“El riesgo que deben afrontar es el derivado de cualquier inversión, no un extra”, indica y, a modo de ejemplo, repasa el Mega, un emprendimiento petroquímico del 2001 conjunto participado por YPF, Petrobras y la química norteamericana Dow Chemical. Se diseñó para exportar GLP y gasolina a Brasil desde la terminal portuaria de Bahía Blanca.
Para Damonte y César Yori, de Quantum, la “oportunidad” de exportar de la Argentina no solo está con el millón de BTU a US$ 25 sino incluso con los precios pre pandemia, de US$ 10 u US$ 11. “El shale es viable a US$ 4 el millón de BTU; ahora hay una oportunidad exacerbada por los buenos precios internacionales. El esquema funciona mejor cuando hay condiciones de libre competencia; cuando el Estado interviene el productor ve un alto riesgo. Exportar más también hace menos onerosa la inversión en el gasoducto”.
La estabilidad jurídica y económica, concensua, el consultor y director de la Especialización en Petróleo de la UBA, Eduardo Fernández, son ineludibles para atraer inversores. “Es un negocio a largo plazo, no se trata de exportar algunos días al año, sino de tener contratos en firme por años -añade-. El país tiene varios cuellos de botella; la construcción del gasoducto lleva casi cinco años, no hay planta de licuefacción…Se está demorando el aprovechar operaciones que ingresarían divisas al país”.
El consultor Carlos Casares estima que la Argentina, si se explotan sus reservas gasíferas, podría estar al nivel de Canadá, Australia y Malasia. “Tenemos que aprovechar las posibilidades porque nos daría otra posición en nuestra balanza comercial; hay que dejar de pensar puramente en el autoabastecimiento, ese es el concepto que hay que cambiar. Exportar no implica que no haya que importar en algunos momentos del año; hasta Arabia Saudita lo hace en momentos críticos”.
Sobre los contratos de exportación, describe que en el mundo hay inversiones que se comienzan a ejecutar con negocios cerrados por el 70% o 75% de lo que producirán y el resto va al mercado spot, que es de oportunidad. Hay herramientas, explica, que permiten garantizar volumen para el consumo doméstico. “No se prohíbe exportar pero se debe tener un backup obligado”, apunta.
El gas es rico en butano y propano, comodities internacionales de alto valor y alta demanda en el mundo. “Cuando se extrae el gas para exportar se le deben quitar los líquidos que valen millones; es un ‘ganar-ganar’”, manifiesta Carnicer.
Su colega Fernández, añade que, el etano -que se separa del gas- es la “piedra angular” de la gasoquímica. Se puede transformar, por ejemplo, en polietileno “agregando valor y generando mano de obra”.
POR CUANTO TIEMPO
Entre cinco y seis años le podría llevar a la Argentina estar lista para empezar a exportar gas fuera de la región. La demanda mundial del combustible seguirá porque el mundo avanza en la transición energética. Incluso los países más avanzados en energías renovables, todavía tienen 60% de fósiles.
Casares duda de que los objetivos de reemplazar fósiles por renovables se cumplan dentro de los próximos 30 años, como proyectan los acuerdos mundiales: “No solo es reemplazar una fuente de energía sino toda la infraestructura; el gas natural es un hidrocarburo con infraestructura preexistente y eso le da ventajas en esta carrera hasta tanto las energías eólica y solar logren masificarse y reducir costos”.
En ese contexto analiza que la petroquímica tiene derivados cuyos usos exceden el de la movilidad. Hay insumos, subraya, que solo se obtienen con hidrocarburos, “si pensamos en fósiles cero tenemos que pensar en otra cadena de producción. Si usamos los hidrocarburos solo para esos productos, la demanda sería el 10% de la actual y los precios saltarían por las nubes”.
“Nos despertamos con la bendición de que tenemos gas para 200 años y los avances en Estados Unidos permitieron contar con la tecnología para extraer esos activos -sostiene Fernández-. Si no aceleramos es muy probable que ya el gas no se use como energía; hay que aprovecharlo lo antes posible; hay que monetizar rápido las reservas”.
Yori es más optimista y confía en que hay un período extenso en el que el gas se usará para sustituir otras energías fósiles porque es menos contaminante y porque las renovables todavía deben hacer un recorrido largo hasta masificarse. Claro que si no se superan los cuellos de botella vigentes, la Argentina puede desperdiciar, una vez más, una posibilidad.
¿VACA MUERTA, EJEMPLO PARA BOLIVIA?
EL PAÍS
A principios del siglo XXI Argentina había dejado de aspirar a ser una potencia petrolera. Los campos del norte y de todo el subandino estaban dejando de ser productivos en una historia que recuerda demasiado a la de la Bolivia de hoy, atenazada por el agotamiento de los campos de San Alberto y San Antonio y con dudas sobre la capacidad de cumplir con los compromisos de exportación tanto con Brasil como con Argentina.
De hecho, en aquella época se firmó el contrato de compra de gas a Bolivia del que todavía quedan cinco años para que culmine. Fue activado en 2006 en el marco de la cooperación y la solidaridad.
El punto de inflexión llegó en 2012 luego de la nacionalización de YPF -que en la capitalización acabó en manos de Repsol - por parte del Estado argentino con Cristina Fernández de Kirchner. Vaca Muerta se convirtió en el gran objetivo saltando de largo todas las observaciones ambientales que suponía apostar por un proyecto no convencional con su técnica más agresiva: el fracking.
En Bolivia, a pesar de que en 2018 se adjudicó la primera área para que Cancambria Group hiciera pruebas con estas técnicas y el anterior ministro, Luis Alberto Sánchez, llegó a hablar de hasta mil Trillones de Pies Cúbicos de gas no convencional, a la fecha apenas se ha reportado nada. Aún así, el gobierno de Morales primero y el de Arce después no se han atrevido a abrir este debate públicamente.
¿Qué ha aportado Vaca Muerta a la economía argentina? ¿Cuáles son los riesgos contrastados después de una década de apuesta? ¿Es posible que Bolivia pudiera seguir este ejemplo? Esta es parte de la evaluación que se viene haciendo.
LA PRODUCCIÓN, DE RÉCORD EN RÉCORD
La Secretaría de Energía de la Nación, a cargo de Darío Martínez, anuncia cada mes un nuevo récord de producción en Vaca Muerta.
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 empresa 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”.
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 en una historia que recuerda demasiado a la de YPFB. 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. Por entender el panorama, en el mundo se comercializan unos 90 millones de barriles diarios y el mayor país productor del mundo, Arabia Saudita, vende unos 10 millones diarios.
En 2020, la producción en Vaca Muerta aumentó un 20%, llegó a 120 mil barriles diarios y ocupó un 25% de la producción total, que descendió a 478 mil barriles diarios.
En 2021, la producción en Vaca Muerta dio un salto del 40%, alcanzó los 168 mil barriles diarios y ocupó un 33% de la producción total de crudo, que creció a 514 mil barriles diarios.
En este 2022, la producción en Vaca Muerta marcha “a paso de vencedores”, con un ritmo de 226 mil 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 mil barriles por día.
El ritmo actual de producción total nacional es el más alto desde 2010, cuando se produjeron 590 mil 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, algo similar a lo que pasa en Bolivia, que los prospectos convencionales no son de interés de las petroleras.
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.
LAS CONSECUENCIAS AMBIENTALES
La otra cara del boom de Vaca Muerta es que los accidentes ambientales se duplicaron en cuatro años según un informe basado en datos oficiales.
En 2021 ocurrieron 2.049 incidentes contaminantes en la industria hidrocarburífera de Neuquén, hoy en día dominada por la formación no convencional Vaca Muerta, donde se usa la técnica del fracking (fractura hidráulica de la roca subterránea donde están embebidas las moléculas de petróleo y gas), según información de la Subsecretaría de Ambiente de la provincia elaborada por el Observatorio Petrolero Sur (OPSur) y el Frente de Izquierda y los Trabajadores-Unidad (FITU).
Se trata de 5,6 accidentes por día. En 2017, eran la mitad: 1.008 en el año, es decir, 2,8 diarios. Los datos analizados comienzan en 2015, con 863 casos, unos 2,4 por jornada.
Entre 2017 y 2021, la mayoría de los episodios fueron derrames de petróleo (3.158 casos), seguidos por vertidos de agua usada en la producción y, por tanto, contaminada (1.589) y fugas de gases (1.207). Les siguen los incidentes de derrames de fluidos con hidrocarburos (733), de lodos (135), de gasoil (120) y de productos químicos (114).
El 32% de los accidentes ocurrió en explotaciones no convencionales como Vaca Muerta. El 22% en las convencionales, es decir, donde se extra el hidrocarburo con el tradicional método de la perforación, sin fractura. En el 46% restante se trató de zonas híbridas, donde se practican ambos procesos. En Bolivia ni siquiera hay un reporte público de incidentes.
La estatal YPF es la empresa con más incidentes: 5.259 entre 2017 y 2021. También es la de mayor producción. La siguen en casos Pan American Energy (PAE, controlada por la británica BP y participada por la china CNOOC y la familia Bulgheroni, que la gestiona), con 390 accidentes; la norteamericana Chevron, con 363; Vista Oil & Gas (que lidera el ex presidente de YPF Miguel Galuccio), con 312; Tecpetrol, del grupo Techint, con 189; Pluspetrol, de las familias Rey y Poli, con 185 y la también argentina Oilstone, que fundó y conduce Diego Garzón Duarte.
El informe de OPSur y el FITU advierten que hay consenso político entre el Frente de Todos y Juntos por el Cambio a favor del fracking, técnica que ha sido prohibida en países como Alemania, Francia, Holanda, Escocia o Bulgaria. En Vaca Muerta se baten récords de producción, el aprendizaje de la técnica reduce los costos, pero no los accidentes. Los autos del reporte advierten de que las empresas no declaran las magnitudes de los derrames y advierte por sismos en aumento en las zonas de fractura.
AÑELO, COMO CARAPARÍ O PALOS BLANCOS
Añelo es la localidad-epicentro de la explotación de hidrocarburos en la cuenca neuquina donde se ubica Vaca Muerta. Pasó de tener una población estable de 2.500 personas a 8 mil en menos de una década, pero sus habitantes señalan que falta de trabajo y que hay dificultades para acceder a una vivienda en una ciudad en la que escasean servicios como el agua e, insólito, el gas.
La crónica de Victoria De Masi para eldiario.ar recuerda demasiado al día a día de localidades bolivianas como Caraparí y Palos Blancos, que vivieron el boom de San Alberto y Margarita respectivamente, pero apenas pudieron arañar algunas “pegas” de chofer o sereno, porque hasta el cáterin llegaba de Santa Cruz.
“Un mechero es como un fósforo gigante, la antorcha que llevaría una bestia. Pero no: aquí, en Añelo, el “monumento” de bienvenida es un caño largo que despunta fuego. Fuego y humo. Hay un mechero en la entrada de la localidad.
Otros dos recortan el horizonte sobre la meseta de la izquierda, a unos kilómetros. La llama, que deambula entre el naranja y un rojo intenso, flamea como una bandera. Lo único que indica es que allí se quema en tiempo real una buena cantidad de gas sobrante. Añelo está a unos cien kilómetros de la capital de Neuquén y es, desde 2012, el epicentro de la explotación no convencional de la cuenca neuquina” arranca la crónica.
“Hasta hace pocos años, aquí había pocos habitantes y chacras verdes donde criaban chivos o se cosechan peras, manzanas, zanahoria, anco. Acá había veranada, un arreo de animales hacia el valle de pasto tierno. Pero desde hace ocho años, el compás del pueblo está marcado por la actividad petrolera. Entre 2013 y 2016 la población estable pasó de 2.449 personas a 7 mil. Hoy viven 8 mil personas, pero durante la semana Añelo recibe a 20 mil que trabajan directa o indirectamente en el reservorio Vaca Muerta. Debajo de esta tierra hay gas y petróleo suficiente para abastecer de energía a todo el país. Bendición y miseria: esos dos recursos son ahora el único cordón umbilical de la comunidad, una especie de relación de dependencia vital para la economía” describe con total precisión de lo que pasó, por ejemplo, en Caraparí.
