Vaca Muerta: el país pierde dólares por un cuello de botella inesperado

Los actores de la industria petrolera hablan poco en público, pero cuando lo hacen, dicen mucho. El escenario ideal fue la exposición Argentina Oil & Gas (AOG), organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG). El evento se realiza una vez al año y durante cuatro días, las empresas del sector muestran el desarrollo de sus negocios en stands desplegados en La Rural. En paralelo, los CEO de las principales compañías exponen su visión de la industria.

Este año, el evento se desarrolló en un contexto internacional inimaginable por la disparada de los precios del gas y del petróleo, dos hidrocarburos que la Argentina tiene en abundancia. Pero esta situación dejó en evidencia una paradoja: pese a que los niveles de producción son los más altos desde 2011, en el Gobierno y en el sector privado hablan de la posibilidad de que haya cortes de gas y electricidad en las industrias durante el invierno.

Esto trajo aparejado otra conclusión: lo que podría ser una gran oportunidad para el país, se volvió un dolor de cabeza para el Gobierno, que además obligará a pedir más flexibilidad al Fondo Monetario Internacional (FMI) para cumplir con las metas acordadas de reducción del déficit fiscal y acumulación de divisas.

¿Por qué la Argentina no aprovecha sus recursos? Todos los años, las empresas reclaman reglas de juego claras y estables para aumentar las inversiones y posibilidad de girar dólares libremente. Pese a estas condiciones que consideran necesarias para invertir y que limitan el potencial futuro, este año se sumó un nuevo escollo: la falta de infraestructura para evacuar el gas y el petróleo que se produce en Vaca Muerta.

El reclamo en el sector fue unánime. Shell admitió en una entrevista con LA NACION que por día se priva de exportar entre 2000 y 3000 barriles de petróleo por falta de capacidad de transporte. En gas, la situación es peor, porque cada molécula que no puede ser evacuada de Vaca Muerta debe ser reemplazada por importaciones que son hasta siete veces más caras. En detalle, el costo del gas local es de alrededor US$4,5 el millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector), mientras que la importación de gas natural licuado (GNL) asciende a por lo menos US$33.

“Vaca Muerta se puede definir como la paradoja de la escasez de lo que abunda. Esto le ocurrió a la Argentina a fines del siglo XIX, que era un país con un recurso gigantesco [de alimentos] para lo que era su demanda interna. En ese entonces, se hizo un esfuerzo inversor enorme para desarrollar la logística ferroviaria. Los ferrocarriles del siglo XIX son los gasoductos del XXI. Tenemos que lograr monetizar ese recurso, que es de magnitud global y no local, a través del desarrollo de una red de transporte y de industrialización del gas para salir al mundo a competir”, dijo Horacio Turri, director ejecutivo de Pampa Energía, la empresa fundada por Marcelo Mindlin.

Por si no había sido claro, agregó: “No hay duda de la calidad de la roca [Vaca Muerta] y de los pozos. Pero hoy todo cruje a la luz de la infraestructura, tanto de gas como de petróleo. Todas las restricciones pasan por un problema de infraestructura, de evacuación”.

En gas, el tema más urgente para las finanzas públicas, el Gobierno avanzó en la licitación de la compra de caños para construir el gasoducto Néstor Kirchner, que ampliará el transporte en 11 millones de metros cúbicos día (m3/d), casi el 10% de la demanda de verano, en una primera etapa. El ducto estaría listo en el invierno próximo, en el mejor de los escenarios, pero no hubo precisiones por parte del Gobierno, ya que en la conferencia AOG hubo una curiosidad: no se hizo presente ningún representante de la compañía estatal Integración Energética Argentina (Ieasa, ex Enarsa), conducida por el kirchnerista Agustín Gerez, que quedó a cargo de la operación, construcción y mantenimiento del gasoducto. En la empresa explicaron que no fueron invitados por la organización del evento.

Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy Group, sorprendió, por el contrario, al detallar cómo imagina la “regionalización de la red de gasoductos” para exportar gas de manera sostenible a Brasil. “Me imagino un anillo que vaya de Vaca Muerta a Buenos Aires y a Porto Alegre. Tiene que ser un anillo compresivo, no puede ser solo un caño, sino como mínimo dos: uno desde Montevideo a Porte Alegre y otro desde Uruguayana; y redireccionar parte del gas boliviano y suplir el norte de Brasil a través del caño que existe hoy en Bolivia. Solo así vamos a bajar los costos de transporte con esta masa crítica y nos permitirá ser eficientes y competitivos”, comentó.

En lo que respecta al petróleo, hoy el oleoducto principal que conecta Vaca Muerta con Puerto Rosales está al máximo de su capacidad, de alrededor de 220.143 barriles diarios, que llegará a 264.171 en los próximos meses. El ducto es operado por Oldelval, una empresa cuyos accionistas son las mismas petroleras. La concesión vence a fines de 2027, cuando se cumplen los 35 años de contrato, pero puede ser prorrogable por otros 10 años.

En el sector señalan que la capacidad de transporte puede duplicarse hasta llegar a los 452.865 barriles diarios con una inversión de entre US$500 y US$550 millones, pero la empresa ejecutaría este desembolso si tiene la seguridad de que mantendrá la concesión más allá de 2027, para recuperar el repago de la obra. Esta solicitud ya fue hecha a todos los ministros de Energía, desde el gobierno de Mauricio Macri, pero todavía no hubo respuesta. La ampliación del ducto tardaría hasta tres años, por eso el apuro de la industria por tener certidumbre a largo plazo.

Ernesto López Anadon, presidente del IAPG, dejó una conclusión final de la AOG: “La industria es capaz de generar la infraestructura que hace falta, pero la política en su conjunto tiene que en algún momento apartarse de la coyuntura y empezar a apostar al futuro y generar las condiciones necesarias”.

De hecho, durante el evento, TGS anunció la ampliación de 30 kilómetros del gasoducto tramo norte ampliado II, que implicará una inversión de US$60 millones y permitirá transportar hasta 17 millones de m3/d adicionales en Neuquén.