Vaca Muerta: el desarrollo únicamente será posible con la conquista de nuevos mercados

AÑELO, Neuquén.- El potencial de Vaca Muerta quedó demostrado en los últimos años con el crecimiento exponencial que tuvo la producción no convencional de gas y de petróleo. Sin embargo, esto dejó en evidencia un nuevo desafío: la demanda doméstica quedó chica para la oferta que puede generar el reservorio y, por lo tanto, se necesita una expansión a nuevos mercados para que crezca la inversión. Es por eso que allanar el camino a las exportaciones se volvió una condición necesaria para que Vaca Muerte realmente se desarrolle.

En este sentido, las ventas al exterior de gas y petróleo se canalizan a ritmos distintos. El sector gasífero, por ejemplo, es más complejo: tiene una demanda muy estacional, el gas no se puede almacenar y es necesario pasarlo a estado líquido para poder exportarlo en buques. El crudo, por otro lado, es más fácil de transportar, su consumo es constante y el precio en el mercado doméstico está en línea con la cotización del Brent -el valor internacional del barril-, aunque la actualización no es automática.

Por lo tanto, el principal cuello de botella que tiene hoy el sector se centra en la producción de gas. "Estamos restringiendo nuestra inversión en gas y compensándola con mayor inversión en petróleo hasta no tener mercados alternativos. Tenemos que invertir de una manera que nos aseguremos que vamos a poder vender el gas", explicó el CEO de YPF , Daniel González, el año pasado ante inversores del exterior.

El problema central con el gas es que su demanda se quintuplica en cuatro meses del año -de mediados de mayo a mediados de septiembre- con respecto al consumo del verano. Por lo tanto, en la época invernal, al país le falta gas y debe importarlo, mientras que en los ocho meses restantes y, desde este verano, el hidrocarburo sobra.

Por esta razón, las petroleras decidieron desacelerar sus inversiones en la producción de gas. En el medio, además, el Gobierno limitó el programa de estímulos económicos a la producción de Vaca Muerta, cuando se inclinó por una interpretación distinta de la resolución 46: se subsidiará solo la cantidad de producción anunciada inicialmente al ingresar en el programa y no todo la extracción, como dijo en su momento el entonces ministro de Energía Juan José Aranguren.

Uno de los jugadores que más se vio afectado por este cambio es Tecpetrol, el brazo energético del grupo Techint, que invirtió US$1800 millones y logró en dos años una producción de 17,5 millones de metros cúbicos de gas por día (m3/d), lo que representa el 13% del consumo en la Argentina. En su estimación inicial, la petrolera había proyectado una producción de 8,5 millones de m3/d.

"Para un desarrollo masivo de Vaca Muerta en el largo plazo es importante avanzar en una planta de licuefacción, que debería eventualmente ser encarada por varios jugadores de la industria. Nosotros estamos estudiando cuáles serían las alternativas factibles", dijo Carlos Ormachea, presidente y CEO de Tecpetrol.

Construir una terminal de gas natural licuado (GNL) tarda cinco años y cuesta entre US$3000 y US$4000 millones. La planta permitiría procesar más de 20 millones de m3/d para exportación y, de esta manera, la Argentina entraría en el selecto grupo de países exportadores de gas líquido.

"Para que esto prospere debería estar acompañado de una serie de inversiones que permitan al país seguir incrementando su producción propia de gas y la capacidad de transporte. Nosotros calculamos US$800 millones en gasoductos, US$500 millones en el sector midstream y unos US$4000 millones en upstream", agrega Ormachea.

Sin embargo, para que las empresas decidan invertir, la Argentina debe realizar algunos cambios regulatorios para garantizarles que no van a cambiarse las reglas de juego. En concreto, las petroleras deberían poder firmar contratos en firme para la exportación de gas, a diferencia de lo que ocurre hoy, que si se produce un pico de demanda en el mercado interno, las exportaciones se interrumpen para suplir el consumo doméstico.

"Ninguna empresa haría semejante inversión para que la planta funcione solo ocho meses al año, -dice Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants, en referencia a la ley de Hidrocarburos, que obliga a las empresas a priorizar el suministro doméstico-. Es un proyecto que tarda varios años, en el cual se necesitarán formar consorcios internacionales, que requieren contratos muy sofisticados. En general participarían también las empresas distribuidoras que comprarán el producto, que pueden ser de China, Japón y de Corea, entre otros".

El mercado asiático es el norte al que apuntan las compañías, ya que, por ejemplo, China todavía genera el 80% de su energía con carbón. Sin embargo, para conquistar esos mercados, la Argentina compite con el gas de Estados Unidos y de los países de Oriente, por lo tanto, debería lograr producirlo a un costo en boca de pozo de entre US$2,5 y US$3 el millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector), menor a los actuales US$4,5 o US$5.

"El costo de producción en el país, con mucho esfuerzo, podría llegar a la par de entre US$3 o US$3,5, y después habría que transportarlo a la costa para licuarlo. Pero con la carga impositiva y con la distancia entre Neuquén y Bahía Blanca, para exportar el gas habrá que hacer un esfuerzo muy grande para competir en los mercados internacionales", dice Eduardo Fernández, director de la carrera de Especialización en Petróleo y Derivados de la UBA.

"Luego, el costo marítimo de transportar el gas desde el Golfo de México en Estados Unidos o hacerlo desde Bahía Blanca es muy similar, ya que las distancias son parecidas, aunque nosotros tenemos una ventaja: el flete del norte tiene que pasar por el canal de Panamá, y ahí tiene un demora de uno o dos días", agregó.

Otra alternativa sería que se construya la planta de licuefacción en Chile, ya que sería más económico porque se aprovecharían las instalaciones de las dos terminales que tienen para las importaciones de gas licuado -plantas gasificadoras- y los tanques de almacenamiento, y porque el costo de financiamiento también es más barato. "También haría falta construir más gasoductos a Chile, pero el problema es cómo se blindan las exportaciones para que ellos confíen en hacer una inversión así. Además, la viabilidad política es más incierta, ya que se cuestionará por qué no se construye la planta en la Argentina: nosotros exportaríamos gas natural y ellos lo elaborarían, sumándole valor agregado", analizó otro especialista del sector.

Mientras tanto, para generar mayor mercado en verano, el Gobierno renegoció en febrero el contrato de provisión de gas con Bolivia, reduciendo los volúmenes de compra de enero a abril y entre octubre y diciembre de 17,6 millones de m3/d a 11 millones. La Argentina, por su parte, extrajo en febrero (último dato disponible) 135 millones de m3/d. La demanda residencial en verano suele oscilar entre los 72 millones de m3/d y 81 millones, mientras que en invierno, el pico llega a los 116 millones de m3/d, según datos del Enargas.

El último verano también se volvió a exportar gas a Chile después de 11 años. Con un envío diario de 9 millones de m3, todavía los volúmenes están lejos de los 24 millones de m3/d que se llegaron a enviar en 2004, antes de que la Argentina cortara abruptamente las exportaciones. En este tiempo, Chile consiguió nuevos proveedores para abastecer su industria y tiene cerrados varios contratos en firme. Por lo tanto, la producción argentina sería para suplir los complementos. Ganar nuevamente la credibilidad será otro desafío que tendrán las autoridades para seguir aumentando los envíos.

YPF, por su parte, trajo en febrero pasado una barcaza licuefactora que le permitirá procesar unos 2,2 millones de m3/d para exportación, aunque por cuestiones regulatorias recién se prevé que el primer envío al exterior se realice después del invierno. En la Secretaría de Energía, sin embargo, trabajan a contrarreloj para firmar la resolución que regule las exportaciones de GNL, que todavía no existe.

Otra historia

La versatilidad del petróleo permite que la historia con este hidrocarburo sea distinta, pero no sin algunas dificultades; en particular, porque hay distintos tipos de petróleo. En el golfo de San Jorge, donde el año pasado se extrajo el 47% del total de petróleo producido en el país, el crudo es pesado, denominado Escalante. En cambio, el nuevo petróleo que se extrae de Vaca Muerta es más liviano y se llama Medanito.

El mayor exportador de crudo pesado en el país es Pan American Energy (PAE), que vende entre 30% y 35% de su producción. De sus yacimientos de petróleo no convencional, la petrolera envía los 850 millones m3 día (aproximadamente 5300 barriles) a su refinería de Campana. "En la Argentina, casi toda las refinerías están más preparadas para procesar crudo liviano. En el exterior, vendemos 15 millones de barriles por año de petróleo Escalante a determinadas refinerías en el mundo que necesitan este tipo de crudo. Cuando crezca la producción de Medanino habrá una tarea muy fuerte de comercio exterior para encontrar nuevos clientes", dijeron fuentes de la compañía.

YPF, el mayor productor de petróleo en Vaca Muerta, destina toda la producción al mercado doméstico. Sus tres refinerías comenzaron hace tiempo el proceso de adaptación para correr crudo liviano. Esta semana, la petrolera con control estatal anunció que comenzará a construir dos nuevas plantas de procesamiento de shale oil en Bandurria Sur y La Amarga Chica, los otros dos yacimientos no convencional que este año pasó a desarrollo y se suman así al proyecto de Loma Campana, el primero en comenzar a producir en Vaca Muerta, a partir de 2013.

Sin embargo, los analistas advierten que si la producción no convencional continúa con el ritmo actual, no habrá capacidad suficiente para realizar el procesamiento de refinería, lo que impactará en que la Argentina exporte el crudo e importe el combustible ya procesado.

"No hay capacidad de refinación adicional, porque las refinerías no se expandieron; tienen la misma capacidad que hace 10 años, salvo YPF, que amplió sus plantas de La Plata, Luján de Cuyo [Mendoza] y Plaza Huincul [Neuquén]. El crecimiento de la demanda y de la oferta hace que haya que importar productos refinados. Esto nos generará un déficit comercial porque vamos a aumentar la exportación de crudo, pero vamos a importarlo con valor agregado, que es más caro", señaló Fernández.

Al igual que con el gas, existe también la alternativa de exportar petróleo por el Pacífico. "Hay un oleoducto de Neuquén al puerto San Vicente en Chile, que está cerrado hace años, y que se podría reactivar, ya que por razones comerciales sería más económico exportar el shale oil por el Pacífico, que tiene más mercados que en el Atlántico. El crudo liviano en Asia es más demandado y además en Europa competimos con el petróleo de Estados Unidos. Por otro lado, los buques que llegan a Chile son más grandes porque las aguas son más profundas que en el puerto de Bahía Blanca", analizaron en el sector.

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