marzo 5, 2024

una nueva oportunidad para que lleguen dólares

Vaca Muerta dejó de ser una promesa y ya es la formación más potente de la industria energética argentina. Sin embargo, falta mucho para que llegue su máximo potencial. De sus 30.000 kilómetros de extensión, solo hay un 8% en etapa de desarrollo masivo. Su capacidad para exportar petróleo y gas podría cambiar la macroeconomía por completo, pero todavía substantas problemas de infraestructura. Las empresas y el Estado están avanzando al respecto, pero queda tarea por hacer.

Argentina estaría a punto de dejar atrás la balanza comercial negativa, tal vez para siempre, para entrar en un ciclo de exportación virtuoso. De hábito tenido reglas de juego definidas e infraestructura, Vaca Muerta ya podría haber exportado US$ 40.000 millones en petróleo. Es lo que sucede con formaciones de actuaciones similares en Estados Unidos.

“Es muy auspicioso lo que vemos. La limitación del crecimiento pasa por la infraestructura. Si anticipo cómo producir más gas natural, responde que hay que aumentar la producción para que sepamos cómo hacerlo”, explicó Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de PAE.

Freyre fue uno de los protagonistas del panel «Un año clave para el petróleo y el gas» organizado por Clarín que formó parte del ciclo «El mundo que viene», que cuenta con el apoyo principal de Telecom, OSDE y DESA, el sponsoreo de Afarte y Pan American Energy, y el apoyo de YPF.

En esta ocasión, y además de Freyre, participaron Juan Manuel Ardito, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF; Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants; Ernesto López Anadón, presidente de la IAPG; y Gustavo Gallino, gerente general de Área Sur de Techint Ingeniería & Construcción.

«Hay un espectacular recurso de primer nivel de clase mundial y hemos sido capaz de ir aprendiendo en los últimos años, en dar esa economía de escala que requiere. La gran limitación que tenemos es la capacidad de evacuación tanto en petróleo como en gas natural”, enfatiza.

En YPF observando una evolución de la negociación que los lleva a tener optimismo.”Hemos evolucionado muchísimo en eficiencia, sobre todo en construcción de pozos. En los últimos cinco años hemos reducido un 30% los costos de perforación en fractura. Hoy hacemos entre tres y cuatro veces la cantidad de fracturas con un mismo equipo que hace hace cuatro o cinco años, implementando técnicas que también se usan en Estados Unidos”, describe Juan Manuel Ardito, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF.




Rodolfo Freyre (PAE) y Juan Manuel Ardito (YPF) dieron su visión sobre la comercialización de energía.

«Luego de estos diez años, El 45% de la producción total de YPF proviene de Vaca Muerta. La infraestructura de transporte es fundamental. La exportacion a Chile comenzo ya hace un par de meses. Como YPF, estamos terminando de construir un oleoducto que al conectar el centro de nuestras operaciones de petróleo con Puerto Hernández va a permitir el uso de la capacidad disponible del oleoducto que vincula a Argentina con Chile”, puntualiza el ejecutivo de YPF.

Oldelval, que posee oleoductos, está ampliando su capacidad de transporte. “También estamos iniciando un proyecto de YPF que es Vaca Muerta Sur. Es un nuevo oleoducto a construir desde el centro de operaciones petroleras de Vaca Muerta en Punta Colorada, en la Costa del Atlántico. Entonces, si ponemos over the mesa todos esos proyectos, estamos hablando de triplicar la capacidad de transporte de la cuenca. Yeso es petróleo crudo competitivo, de bajo costo y de baja huella de carbono”, añade.

Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants, dice que la inversión en el sector es un «récord». «Viene del 2020, con la pandemia y las restricciones, qu’había bajado a US$3,500 millones ou algo por el estilo. Después sufrida al 2021 y el año pasado, a US$9,000 millones. los oleoductos que están en otra cuenta, que suman en los próximos dos o tres años, unos US$4,000/US$ 4,500 millones más», destaca.

«Esto se modifica con lo que se reinvierte localmente y lo que se financia localmente. Es decir, si hubiera una perspectiva más de largo plazo, si hubiera un régimen de acceso a divisas -no digo que se libre, pero que tenga previsibilidad y se cumplacomo es lo que se está tratando de lograr ahora. eso va a poder financiar el traer equipos de perforación nuevos que se necesitan, sobre todo de los de fracturas, porque eso es el límite que hay; plantas de tratamiento, módulos para traer e incorporación y poder producir y abrir y ejecutar en esta película tan positiva que viene desde hace muchos años, que celeró y puede seguir acelerando”, dijo.

El gasoducto que une Vaca Muerta con Buenos Aires es un punto de inflexión. «Disminuye la importación de productos muy caros como el gasoil y el gas natural licuado. Entonces este segundo semestre, junto con las obras complementarias y el gasoducto operando, habrá una reducción significativa, en la importación de diesel para la generación de electricidad, que típicamente sube fuerte a partir de noviembre y además habrá un aumento en la exportación de petróleo y también de algo de líquidos como propano o butano que se separa del gas natural”, explicó.

“Tenemos recursos en Vaca Muerta que superan con creces lo que se puede consumir acá en Argentina. Hay un paso de los hidrocarburos para convertidor en un proyecto neto de exportación. Por ejemplo, si esto hubiera estado en Estados Unidos, con las condiciones que tiene Estados Unidos, -que tiene mucho más acceso al capital, más infraestructura, más equipos de servicio y demás-podría, desde el arranque que tuvimos haber, por ejemplo, haber acumulado 70 0 millones de barriles más petróleo, fueron unos US$40.000 millones más exportación”, manifiesta López Anadón.

«También habrá producido dos o 3 trillones de pies cúbicos más de gas, otros US$10,000 millones en exportación. Y segundo, dejará que la industria privada actúe. Se va a requerir Infraestructura», cumplió.

Techint realizó dos tramos del gasoducto Vaca Muerta, de 446 kilómetros, con SACDE. «Fue terminado desde el punto de vista mecánico. Hoy está en un período de llenado, lo que se llama empaque (paquete de línea). Hoy tiene más de 200 kilómetros con gas y se sigue llenando, suponiendo que cerca de 25 de julio, mid de o fines de julio va a estar completo”, puntualiza Gustavo Gallino, gerente general Área Sur de Techint Ingeniería & Construcción.

«Nosotros no participamos de llenado. Acompañamos al operador que en este caso es TGS -quien ganó la licitación para la operación del ducto-. La puesta en marcha. lista de arreglos final que -más allá de que esté en operación un proyecto-después se van terminando”, narró Gallino.

Gerold está entusiasmado con una «industria que está en expansión, como es cuando yo empecé a trabajar. Me hace rejuvenecer, como en los 90. Empecé a trabajar una industria en expansión, con proyectos de gasoductos, oleoductos, yacimientos, planta de tratamiento. Estamos en auge. En Neu quén no hay una habitacion de hotel, no puede alquiler ni una trucketa de la expansión.

Otros proyectos

“En la segunda etapa, el gasoducto que hoy llega a Buenos Aires conectará con Santa Fe. Se está hablando de la reversión del gasoducto Norte, que traería vinculaciones con Brasil y Bolivia. Es muy interesante toda esa sinergia regional”, planteó Ardito, de YPF.

La petrolera de la alcaldía estatal trabajará en un proyecto para una planta de GNL, que implicará millones de dólares en inversión y exportaciones.

«Tenemos recursos de gas que pueden durar entre 120 y 150 años», según Freyre. «El desafío es ponerlo en valor lo más rápido posible. Podemos sustituir la importación de Bolivia y vamos a necesitar ese gas en el norte», agrega.

«Estamos haciendo proyectos para Pluspetrol-YPF, junto con Sacde en el proyecto de Oldelval, hay mucha actividad, muchos proyectos, incluso de gas para consumo de fertilizantes», según Gallino, de Techint. «Falta de previsibilidad para que algunos proyectos se concreten».

Las importaciones de energía se consideran una suerte de «talón de Aquiles», que viene afectando a distintos gobiernos. «Pasa desde la década del 40. Cuando el país crece, hay más consumo de energía y si no alcanza la energía local, hay que importar. Eso puede provocar un shock de precios como el año pasado», define Gerold.

«The most important policy fue dar precios normales para el gas. Y permitir que se exporte petróleo y gas natural. Entonces, hay que dejar que la industria privada actúe. En los últimos dos años, el crecimiento de producción ha sido espectacular», según Gerold.

«Hay que cumplir las leyes. La disponibilidad de divisas para inversiones, como capital o deuda, va a parecer en la medida que se cumpla con las condiciones establecidas. La actual ley de Hidrocarburos, la 17.319, es muy buena y no tenemos por que estar cambiando ese tipo de leyes», destaca Lóp ez Anadón, del IAPG.

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