Hecho histórico: el país superará este año el récord de producción de petróleo que obtuvo hace casi tres décadas

La industria energética argentina atraviesa un momento histórico, pese a la incertidumbre económica de los últimos años, pero gracias a que todos los gobiernos consideraron a Vaca Muerta un sector estratégico.

En julio se alcanzó un récord de producción de gas natural y, de mantenerse la tendencia, antes de fin de año también se superará la marca histórica de producción de petróleo.

En julio, la Argentina produjo 160,8 millones de metros cúbicos diarios (m3/d) de gas y batió el récord anterior, registrado en agosto de 2004. A partir de ahora, se espera que la producción continúe creciendo, sobre todo a medida que se amplía la capacidad de evacuación de Vaca Muerta.

En octubre, por caso, se espera que la Secretaría de Energía adjudique la ampliación del gasoducto Perito Moreno (antes llamado Néstor Kirchner), que comunica la cuenca neuquina con Buenos Aires. Esta obra demandará una inversión de US$700 millones y permitirá ampliar la capacidad de transporte de 21 millones de m3/d a 35 millones de m3/d, a partir del invierno de 2027.

Ese mismo año llegará al país el primer buque de licuefacción, el Hilli Episeyo, que permitirá exportar gas natural licuado (GNL). Operado por Southern Energy (SESA) —integrada por Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%)— producirá 11,5 millones de m³/d. En 2028 se sumará un segundo buque, el MKII, con 16 millones de m³/d. Con ambos proyectos, la Argentina podrá exportar 27 millones de m³/d de gas, equivalente al 17% de la producción actual.

Además de los dos buques ya confirmados, YPF trabaja en la construcción de otros barcos de GNL, en asociación con la italiana Eni y con la angloholandesa Shell.

En petróleo, se espera que antes de fin de año la industria rompa el récord de producción de septiembre de 1998, cuando se produjeron 828.000 barriles diarios. En julio pasado, el sector produjo 811.000 barriles diarios, de los cuales Vaca Muerta representó 508.400 barriles diarios en Vaca Muerta.

A futuro, las proyecciones son ambiciosas. De acuerdo con las proyecciones de Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants, la cuenca neuquina podría duplicar su producción hacia 2030 y superar el millón de barriles diarios, con Vaca Muerta como motor, que compensará la declinación de los yacimientos convencionales.

Cada molécula adicional de producción tendrá destino de exportación, por eso la industria avanza con la construcción del oleoducto VMOS, que unirá la cuenca neuquina con Río Negro. El proyecto está previsto que entre en operación hacia fines de 2026, con una capacidad de transporte inicial de 180.000 barriles diarios, que se irá incrementando hasta alcanzar una capacidad máxima de 550.000 barriles diarios en 2027.

La expectativa en el sector es que la balanza comercial energética pase de ser superavitaria en US$6000 millones a más de US$20.000 millones en apenas cinco años.

Un camino sinuoso

Sin embargo, el entusiasmo por los números convive con un clima de cautela, debido a la caída de los precios internacionales y a la incertidumbre política y económica. El efecto ya se percibe en un menor ritmo de inversión, que impactará en una desaceleración de la actividad en Vaca Muerta, lo cual hará que el camino hacia un crecimiento exponencial no sea lineal.

“El año pasado estábamos en un precio de entre US$80 y casi US$90 por barril y ahora hablamos de entre US$60 y US$70. Eso achica las ventas y reduce el margen de reinversión. A la volatilidad internacional se suma la incertidumbre política y económica local. Estos tres factores impactan a todas las empresas, locales e internacionales, que tienen menos margen para decidir inversiones”, explica Daniel Drizzen, director de Aleph Energy.

Este panorama es compartido por Gerold. “Cuando baja el precio del petróleo, los ingresos de los productores caen y su generación de fondos disminuye. Si además suben los costos por la inflación y el tipo de cambio, queda menos margen para invertir”, dice.

A estos factores se suma el diferencial de costos que enfrenta la Argentina con Estados Unidos, donde un pozo petrolero es 45% más barato que uno en Vaca Muerta. En parte, esto tiene que ver con el mayor costo local de capital y de infraestructura, la menor competencia de proveedores y la presión de los impuestos (las provincias cobran regalías del 12% y el Estado, retenciones del 8%).

“La expansión de la producción nos pone en una posición exportadora superfavorable para la macro, pero enfatiza más la importancia de los precios internacionales. Estamos enfrentando precios más bajos que los de años previos, lo cual limita el aporte de divisas pese a que los volúmenes crecen”, dice Nicolás Gadano, economista jefe de Empiria.

Según el analista, la presión sobre la rentabilidad se refleja con claridad en los costos laborales medidos en petróleo: “Con precios internacionales en baja y costos domésticos en alza, para pagar los sueldos hacen falta cada vez más barriles, lo que deja a las empresas menos margen para invertir”.

El desafío, entonces, no está en el potencial de los recursos sino en las condiciones del entorno. Precios internacionales más bajos, costos internos crecientes, financiamiento limitado y un marco regulatorio aún incierto se combinan para moderar el ritmo de perforaciones y de nuevos proyectos.

Por Sofía Diamante

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