IGNACIO ORTIZ

La Argentina está a las puertas de convertirse en un exportador neto de energía, y el petróleo y el gas no convencionales son los más inmediatos recursos a los que podrá apelar para cambiar su matriz económica, no solo por volúmenes sino por el desarrollo ya alcanzado por la industria en Vaca Muerta.

La formación neuquina está a la cabeza de las potencialidades que en el sector energético se le reconoce globalmente al país: recursos convencionales offshore, hidrógeno verde, energías renovables y también minerales de alta demanda para la transición hacia la electrificación como litio y cobre.

Entre las operadoras hay optimismo, aun con un sendero pendiente por recorrer, y alistan sus proyectos de desarrollo e inversión para una nueva etapa; incluso hay obras concluidas a la espera de abrir el grifo cuando la infraestructura esté disponible.

Si hay algo que en el sector no se discute hace unos años es el potencial y la capacidad de convertir los recursos en abastecimiento local y exportaciones. Vaca Muerta dio sus primeros pasos en 2012, en 2013 se otorgó la primera concesión no convencional, y en la actualidad son 45 las concesiones de ese tipo con 12 áreas en desarrollo y 15 compañías operando.

Con una mejora que se registra mes a mes, la producción de petróleo de la formación supera los 275.000 barriles diarios (40% del total del crudo del país) y la de gas natural, de 91 millones de m3 al día (53% del total). Sin embargo, esos volúmenes podrían multiplicarse a 1, 5 y 10 años, o la ventana de oportunidad que se considere que ofrecerá la transición energética global a los hidrocarburos.

Semejante capacidad de desarrollo requerirá inversiones de US$ 7.000 a US$ 10.000 millones al año para sostener e incrementar las áreas de producción. Pero para ello será necesario un contexto normativo que la industria viene reclamando para “blindar la seguridad” de esos desembolsos que deberá realizar, una forma elegante para hablar de costos vinculados a garantizar el retorno del capital, la estabilidad tributaria, la devolución anticipada de impuestos, el acceso a divisas y la reducción de aranceles para importación de equipos.

Más allá de los números, el potencial también está fuertemente atado a la capacidad de evacuación de gas y petróleo, es decir, nuevos gasoductos y oleoductos hacia los centros de consumo y los puertos marítimos desde los cuales concretar el sueño exportador para apalancar a la industria y la economía locales, generando las divisas, incrementando la recaudación y los puestos de trabajo que necesita la economía.

Para el presidente de YPF, Pablo González, “la demanda de energía del mundo trae el fenómeno de anticipar los proyectos, que financieramente no eran muy rentables, y hoy sí lo son”.

Por eso la empresa decidió apurar su proyecto de GNL que, en asociación con la malaya Petronas, demandará una inversión de US$ 10.000 millones en incrementar la producción en Vaca Muerta, construir el transporte necesario, una terminal de licuefacción sobre el Atlántico y un puerto. Se convertirá, en pocos años, en la obra que mejor expresará la capacidad exportadora del país, lo que “abre una gran oportunidad, que requiere establecer políticas de Estado”.

“Lo que planteamos es la necesidad absoluta de invertir en sistemas de infraestructura de transporte, porque obviamente lo que hoy está pasando en la Argentina, no solamente en YPF sino en todas las compañías, es que se está produciendo más energía de la que se puede transportar”, resalta.

En materia de crudo, “YPF está poniendo en valor el oleoducto trasandino, en marzo va a estar operativo. Con lo cual la Argentina volverá a exportar crudo después de 15 años: primero a Chile, un acuerdo firmado con el país y con la refinería Bío Bío, después con posibilidad de exportar al resto del mundo”.

A la vez, la empresa encabeza la renovación del sistema de transporte de Oldelval que evacúa el 100% del crudo de Vaca Muerta. Ahí son siete socios –entre ellos, Pan American Energy, Chevron, Pluspetrol y Tecpetrol– que están invirtiendo US$ 1.200 millones para duplicar la capacidad de transporte de ese oleoducto y de la ampliación del sistema del puerto y de planta de almacenaje.

En esa búsqueda de acelerar soluciones, Ricardo Rodríguez, presidente de Shell Argentina, identifica dos desafíos inmediatos para desarrollar ese potencial de escala global. En primer lugar, “solucionar el cuello de botella de infraestructura en la cuenca para la evacuación de crudo en ductos y la exportación en terminales y puerto. Nuestra producción está limitada hace meses por esto, a pesar de tener los pozos ya perforados y completados”.

En segundo lugar, acceder a divisas, que son elementales para la importación de maquinaria, el pago a proveedores y empresas de servicio, y giros de dividendos a los accionistas: “Llevamos invertidos más de US$ 2.000 millones en la cuenca, y el año que viene vamos a empezar a generar ingresos por primera vez. Va a ser clave poder hacerlo para enviar una señal positiva a los inversores”.

El líder local de Shell, segundo productor de petróleo de la cuenca, trae a la Argentina su reciente experiencia en el no convencional de EE.UU., considerada la cuna del shale, y afirma que en Vaca Muerta “están probados los recursos geológicos y la capacidad de los equipos locales para desarrollarlos con la incorporación de tecnología e innovación de eficiencia”.

Y agrega: “La velocidad en que se transitó la curva de aprendizaje permite hoy una productividad similar al Permian, con más de 35.000 barriles diarios de producción entre los cuatro bloques que Shell opera –dice en referencia a Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste y Bajada de Añelo–. Ya en el mediano plazo aparecerán nuevos desafíos, como el crecimiento y la multiplicación de la oferta de empresas proveedoras y de servicios asociados”.

MÁS POTENCIAL 
El gas natural también está a las puertas de una aceleración de producción de la mano de una mayor infraestructura que se empieza a poner en marcha, ya pensando en el mediano plazo para asegurar la demanda local con el reemplazo de importaciones, sostener las exportaciones a Chile y, sobre todo, dar pie al lanzamiento de varios proyectos de agregado de valor, como le pueden aportar la industria petroquímica y la del gas licuado en un escenario global de creciente demanda en ambas áreas.

En ese proceso similar de desarrollo y de rápido aprendizaje en la formación, Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de Gas y Petróleo de Pampa Energía, resalta que la empresa “incrementó la producción de gas natural de 7 millones de m3 diarios en 2020 a más de 11 millones de m3, alcanzados durante el pico de demanda de este invierno. Es un salto de 60% en la producción, principalmente en el área de El Mangrullo, yacimiento modelo de la compañía”.

La demanda que aseguró el Plan Gas.Ar mediante la contractualización de un volumen base de 70 millones de m3 diarios al que convergieron todas las productoras a un precio promedio en torno a los US$ 3,5 el millón de BTU cumplió con el incentivo de corto plazo y aseguró buena parte del suministro que el país requirió en los inviernos de 2021 y 2022, para luego completar esa ecuación con otras fuentes como Bolivia, el GNL y combustibles líquidos para reemplazar el gas en la generación eléctrica.

Pampa fue una de las empresas que se embarcaron en comprometer su producción para el plan que ya se anticipa tendrá sus rondas IV y V, como explica Turri: “El aumento de producción está acompañado de fuertes inversiones adicionales en infraestructura de evacuación y tratamiento, indispensables para esta expansión, para alcanzar 14 millones de m3 de capacidad en el yacimiento El Mangrullo. También estamos en campaña de perforación y completación en Vaca Muerta en el Yacimiento Sierra Chata, operado por Pampa. En este contexto, este año Pampa Energía habrá invertido US$ 350 millones y llegará a una producción de 10.3 MMm3/d promedio, un aumento interanual de 42%”.

Durante la pandemia, los equipos de perforación operando en el yacimiento neuquino bajaron a cero y la caída de la movilidad impactó de lleno en el precio del barril de crudo, que cayó a mínimos históricos. Pero, desde entonces, se registró un sostenido crecimiento. Hoy el precio del barril está estabilizado en torno de los US$ 100, un nivel que tracciona la actividad del sector: a inicios del segundo semestre, Vaca Muerta registraba más de 50 equipos de perforación activos.

Tan solo un año después de haber comenzado con las operaciones –la adquisición de equipos de fractura hidráulica, Coiled Tubing y Wire-Line a la empresa Baker Hughes–, Tenaris Oil & Gas Services, conformada como una nueva unidad de negocios, ya supera las 1.000 fracturas hidráulicas en Vaca Muerta, inicialmente concentradas en Fortín de Piedra, el desarrollo emblema de Tecpetrol, la operadora del mismo grupo Techint.

“Es un proyecto clave para Tenaris que nos permite continuar ampliando nuestra oferta de servicios a clientes de la región. A lo largo de estas 1.000 fracturas, fuimos aprendiendo de muchos desafíos, alcanzando en la última operación nuestra mejor productividad, con 6 etapas por día en promedio y con picos de 9 etapas en una sola jornada”, explican desde la empresa, con la consolidación de una cadena de valor compuesta por proveedores, repuestos y servicios, en su gran mayoría de origen nacional.

“Proyectamos seguir consolidando nuestros servicios en Vaca Muerta, sumando nuevos equipos de fractura hidráulica y de Coiled Tubing de alta performance. Además, incorporaremos unidades de bombeo de mayor potencia y equipos periféricos, especialmente diseñados para las exigencias de las formaciones propias de Vaca Muerta. Para contener el creciente nivel de operación, vamos a construir una nueva base de servicios con una superficie de 15 hectáreas en una ubicación cercana a las principales operaciones petroleras, y la inversión incluirá instalaciones de mantenimiento, almacenes, áreas de prueba de equipos y laboratorio de calidad y oficinas”, anticipan.

PROYECTO CLAVE
Más allá de su empresa de servicios petroleros, Tenaris como gran proveedora global de la industria de los hidrocarburos tiene hoy un rol clave para el desarrollo de una obra vital, al adjudicarse la provisión de los tubos para la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK), una obra en inicio de ejecución que en su primera etapa deberá estar concluida en junio de 2023 y que permitirá sumar un 25% la capacidad de transporte de gas natural.

Es una obra clave de infraestructura que acerca los recursos hacia Buenos Aires y los puertos del Atlántico. Le pueden seguir otros desarrollos, como una planta de GNL, la exportación de gas natural hacia los países de la región, la separación del gas en otros componentes, hasta la denominada quinta ola de desarrollo de la industria petroquímica.

El gasoducto y los que vendrán abren ese panorama. “A partir de su músculo industrial, la empresa diseñó una planificación para garantizar el abastecimiento de chapas de acero, conformarlas en Valentín Alsina y despachar el tubo terminado hasta el frente de obra, que unirá Neuquén con la localidad bonaerense de Salliqueló en más de 600 km”, explican en la empresa.

Esto implicó la inversión de más de US$ 6 millones para optimizar las líneas de producción mejorando el handling del material, elevando la confiabilidad de su tracking digital, incorporando una soldadora por plasma y mejorando los equipos de prueba hidráulica, rayos x y ultrasonido, requeridos para asegurar la calidad de los tubos.

Así, hoy todas las miradas están puestas en la localidad neuquina de Trateyén, punto desde el cual partirá el nuevo gasoducto, aumentando la capacidad de transporte a 11 millones de m3, lo que permitirá reemplazar importaciones con gas de Vaca Muerta para el abastecimiento de usuarios y usinas del AMBA.

En una segunda etapa, se proyecta extender la línea hasta San Gerónimo en Santa Fe que, junto a la realización de obras complementarias, permitirá abastecer al noreste del país, reforzar el suministro del noroeste y exportar hacia Brasil.

Pero, ya en 2018, TGS se anticipó al Plan Gas.ar construyendo una obra de magnitud, integrada por un gasoducto de captación que hoy tiene 182 km y una planta de acondicionamiento de gas natural, en Tratayén, instaurando un nudo estratégico para la evacuación de la producción de shale gas y ofreciendo a las empresas operadoras la infraestructura necesaria para disponibilizar y comercializar los hidrocarburos producidos.

“Este año, duplicamos la capacidad de recepción de gas natural en planta Tratayén y comenzamos un plan estratégico de inversiones a desarrollar en 2023-2024, pensado para impulsar el incremento de la capacidad de acondicionamiento de gas natural de 14 Mm3/día a 28 Mm3/día, acompañando el continuo desarrollo de la cuenca, como fuente natural del nuevo Gasoducto Néstor Kirchner y de los gasoductos troncales existentes”, afirma Oscar Sardi, CEO de TGS.

La empresa, que opera la mayor red de gasoductos del país con 9.231 km y una capacidad de inyección de 85,5 millones de m3 diarios, accede a través de sus clientes a 6,2 millones de usuarios de gas, pero también a grandes consumidores industriales.

Con esa capacidad de desarrollo, encara la etapa final de evaluación de su propio proyecto para la construcción de una planta de licuefacción de GNL, junto a Excelerate Energy, la firma que opera los barcos regasificadores de Escobar y Bahía Blanca.

El nuevo proyecto que se analiza instalar en Puerto Galván contempla una planta escalable en módulos de 4 Mm3/día de gas natural con una proyección de ampliación a 16 Mm3/día, pero sobre todo la capacidad de materializar un anhelo exportador que ayude a cambiar toda una matriz económica.