Los problemas que enfrenta Vaca Muerta para alcanzar un crecimiento exponencial
La industria petrolera apuesta fuerte al desarrollo, pero enfrenta inconvenientes logísticos, altos costos operativos y la necesidad de financiamiento más accesible
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LA NACIONSofía Diamante
La industria petrolera está en estado de ebullición, con muchos proyectos en marcha y la expectativa de alcanzar la meta de producción de 1,5 millones de barriles diarios para 2030. Esto implicará duplicar la producción actual, que en marzo alcanzó los 764.000 barriles por día. Sin embargo, para ello, en el sector señalan que hay que destrabar algunos “dolores de crecimiento”, que son los cuellos de botella “positivos”, producto de una congestión en la cantidad de iniciativas.
En los últimos meses, la industria avanzó para descartar los cuellos de botella vinculados a la limitación en el sistema de evacuación. Con la ampliación del oleoducto que conecta Vaca Muerta con Bahía Blanca y la puesta en marcha de la construcción de un nuevo ducto a Río Negro, el sector petrolero ya no enfrenta problemas de ese estilo.
Sin embargo, en la industria señalan que perforar un pozo en la Argentina hoy es un 40% más caro en dólares que en Estados Unidos, como confesó días atrás Ricardo Ferreiro, presidente de Exploración y Producción de Tecpetrol, la empresa productora de hidrocarburos del grupo Techint. “No estamos diciendo que tenemos que ser Estados Unidos, pero tenemos que cerrar esa brecha“, dijo.
Luego de desarrollar el yacimiento gasífero Fortín de Piedra, en 2017, la compañía apuesta ahora por el petróleo de Vaca Muerta. Para ello invertirá US$2500 millones para desarrollar el área Los Toldos II Este, donde buscará producir 70.000 barriles diarios para principios de 2027.
“A diferencia de 2017, encontramos un mundo más congestionado en cuanto a requerimientos de infraestructura, materiales y proyectos para operar en el no convencional. Hoy se paga en el orden de tres veces más caro en la Argentina que en Estados Unidos por un servicio", enfatizó Ferreiro.
“Por supuesto que hay un tema de escala: en Estados Unidos hay 100 taladros perforando, cuando en Vaca Muerta tenemos 35 o 40″, agregó el ejecutivo petrolero.
Los costos en los servicios de perforación, operación y mantenimiento fueron una queja recurrente que realizaron ante las empresas internacionales tanto el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, como el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, en el último CERAWeek, el evento internacional de energía más importante, realizado en Houston en marzo pasado.
“Creo que la salida del cepo va a resultar en un aumento de oferta de servicios muy grande. A mayor competencia de servicios, van a bajar los costos de Vaca Muerta. Los equipos de perforación o de fractura quizás antes no venían al país porque es traer capital y no había visibilidad de cómo iban a retirar después ese dinero. Creo que nos deshicimos de ese problema”, dijo González, en el último evento de Expo EFI, haciendo referencia a la flexibilización del cepo cambiario.
“Claramente, el ritmo de desarrollo de Vaca Muerta está lejos de ser el óptimo. La Argentina puede desarrollar el sector a otra velocidad. Eso depende de una cantidad de factores, muchos de los cuales controlamos nosotros y en los que venimos trabajando. Hoy hay libertad absoluta en el precio de venta del petróleo crudo del mercado local, algo que no hubo durante muchísimos años. Esa es una de las principales señales que han buscado los inversores en el sector”, agregó.
En este contexto, el secretario negó que la Argentina esté cara por el nivel del tipo de cambio, que hace que los salarios en dólares estén entre los más altos de la región. “No tengo ninguna duda de que los costos van a tender a bajar y no es un tema de dólar. Sinceramente, estamos convencidos de que no es así”, dijo González.
En el sector, sin embargo, señalan que también hay un problema por la falta de personal capacitado para apalancar el crecimiento de Vaca Muerta, pese a que por semana, se mudan en Neuquén 18 familias nuevas que buscan oportunidades en el sector energético.
En la industria también mencionan los costos logísticos, ya que todavía el estado de las rutas en esa provincia y en el resto del país sigue siendo deficitario.
Por ejemplo, la mayor parte de la arena que se utiliza en Vaca Muerta se extrae de Entre Ríos. Se la necesita en el proceso de fracking, como se lo llama en la jerga del sector, para romper la roca y mantener abiertas las grietas para extraer los hidrocarburos. La arena se traslada de Entre Ríos a Neuquén en camiones. En promedio, para perforar un pozo petrolero se necesitan 500 camiones de arena. Solo en un mes se llegan a realizar alrededor de 62 pozos, lo que implica el viaje de 31.000 camiones por mes de una provincia a la otra por las rutas actuales, en donde en la mayoría del tramo de la vía es mano y contramano.
El otro costo a reducir es el del financiamiento. Para eso será necesario que el riesgo país, que actualmente se encuentra arriba de 700 puntos básicos, siga bajando. Con el actual nivel, los proyectos argentinos se financian al 11% o 12% en dólares, aunque en el sector destacan que hay proyectos de inversión que lograron tasas de entre 7% y 8%.
El desafío de reducir costos se hace mayor a medida que baja el precio internacional del petróleo. La cotización Brent, que se toma de referencia en la Argentina, perforó los US$60 esta semana, algo que no ocurría desde febrero de 2021.
“Esta caída se explicó centralmente por dos anuncios que se dieron prácticamente en simultáneo: i) el Liberation Day por parte de Estados Unidos, que generó un efecto sobre los mercados globales de crudo por las perspectivas de una desaceleración de la economía global; y ii) la expectativa de sobreoferta impulsada por la decisión de la OPEP+ [Organización de Países Exportadores de Petróleo] de adelantar la eliminación de recortes de producción”, explicó la consultora Economía y Energía (EyE).
Para este año se espera que la balanza comercial energética sea positiva en US$7500 millones, superior a los US$5668 millones de 2024. El incremento se explicaría por los mayores volúmenes exportados, aunque el superávit será menor si el precio del Brent se estabiliza en US$65, más de 15% por debajo del precio promedio del año pasado (US$80).
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